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Unkonventionelle Erdöle. Neue Variablen der globalen Erdölversorgung


Magisterarbeit, 2014

174 Seiten, Note: 1,0


Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

I Abbildungsverzeichnis

II Abkürzungsverzeichnis

1 Einleitung

2 Geologie und weltweite Verteilung des Erdöls
2.1 Entstehungsprozesse und Grundbedingungen der Erdölbildung
2.2 Migration und Akkumulation von Erdöl
2.3 Von der Lagerstätte zum Weltmarkt
2.3.1 Globale Verteilung der Lagerstätten
2.3.2 Infrastruktur der Erdölversorgung

3 Das globale Erdölsystem und seine Bedeutung für die moderne Gesellschaft
3.1 Technologische Ursprünge und aktuelle gesellschaftliche Verwendung
3.2 Geschichte von Erdölförderung/-handel und heutige Marktsituation
3.2.1 Anfänge der Erdölindustrie und Zeit der IOCs
3.2.2 Emanzipation der Förderländer und Gründung der OPEC
3.2.3 Ölkrisen der 1970er Jahre und Machtstellung der OPEC
3.2.4 Erdölmarkt heute und Ursachen des „Dritten Ölpreisschocks“
3.2.5 Gegenwärtige Akteure der globalen Erdölversorgung
3.3 „Die Grenzen des Wachstums“ und die Zahlenproblematik von Erdölreserven und -ressourcen
3.3.1 Zahlenproblematik
3.3.2 Kritik des Club of Rome an den Grenzen technologischer Innovationen
3.4 Annahmen zur Entwicklung von globaler Erdölnachfrage und globalem Erdölangebot
3.4.1 Annahmen zur Entwicklung der Nachfrage
3.4.2 Annahmen zur Entwicklung des Angebots
3.4.3 Peak Oil-Diskussion – Das Ende des Erdölzeitalters?

4 Unkonventionelles Erdöl – New Fossil Fuel Frontiers
4.1 Erdölfördertechnik und ihre wichtigsten Entwicklungen
4.1.1 Extraktion des Erdöls aus einer Lagerstätte
4.1.2 Diversifizierung der Erdölgewinnung im Nachgang der Ölkrisen der 1970er Jahre
4.2 Ölsande am Beispiel Kanada
4.2.1 Höhe und Verortung der kanadischen Ölsandvorkommen
4.2.2 Förderung und Upgrading des Ölsands
4.2.3 Probleme beim Ölsandabbau
4.2.4 Infrastruktur des Ölsandabtransports
4.2.5 Ausländische Investitionen und die Entwicklung des Arbeitsmarkts
4.2.6 Zusammenfassung und Ausblick
4.3 Schwer(st)öle am Beispiel Venezuelas
4.3.1 Höhe und Verortung der Vorkommen venezolanischen Schwer(st)öls
4.3.2 Förderung des Schwer(st)öls
4.3.3 Innenpolitische Schwierigkeiten
4.3.4 Zusammenfassung und Ausblick
4.4 Ölschiefer am Beispiel USA und Estland
4.4.1 Höhe der Ölschiefervorkommen insbesondere in den USA
4.4.2 Förderung des Ölschiefers
4.4.3 Sonderfall Estland
4.4.4 Zusammenfassung und Ausblick
4.5 Erdöl aus der Tiefsee
4.5.1 Entwicklung der Fördertiefe und Anspruch an die Fördertechnik
4.5.2 Regionale Förderung
4.5.3 Gegenwärtige Erdölexploration in der Tiefsee
4.5.4 Sicherheitslage der Tiefseeförderung nach dem „Deepwater Horizon“-Unglück
4.5.5 Grenzen der Fördertiefe
4.5.6 Zusammenfassung und Ausblick
4.6 Erdöl aus der Arktis
4.6.1 Forschungsdefizit über Ressourcenstand arktischen Erdöls
4.6.2 Funde und tatsächliche Förderung in arktischen Gebieten
4.6.3 Besondere Herausforderungen an die Förderung durch das arktische Klima
4.6.4 Schwieriger Abtransport des Erdöls
4.6.5 Konflikte um die Region Arktis
4.6.6 Zusammenfassung und Ausblick

5 Potential der New Fossil Fuel Frontiers
5.1 Bedingungen für die Förderung unkonventioneller Erdöle
5.1.1 Bessere Infrastruktur, mehr Investitionen
5.1.2 Hoher Ölpreis
5.2 Ausweitung der Produktion unkonventioneller Erdöle aus Interessen gegenwärtiger (westlicher) Sicherheitspolitik
5.2.1 Ölsande in Kanada
5.2.2 Ölschiefer in den USA
5.3 Von alten zu neuen Lagerstätten
5.4 Folgen der Verwendung unkonventioneller Erdöle
5.4.1 Ökologische Folgen des Abbaus unkonventioneller Erdöle
5.4.2 Abkehr vom Erdöl durch hohen Ölpreis
5.5 Unkonventionelle Erdöle als Element des Strukturumbaus im globalen Erdölsystem der Zukunft
5.6 Alternative zu unkonventionellen Erdölen: Substitution auf der Nachfrageseite

6 Fazit: Warum die Rolle unkonventioneller Erdöle überschätzt wird

III Literatur

IV Internetquellen

V Sonstiges Quellenmaterial

I Abbildungsverzeichnis

Abb. 1: Das Ölfenster

Abb. 2: Vereinfachter Aufbau einer Erdölakkumulation

Abb. 3: Verschiedene Arten geologischer Fallen

Abb. 4: Globale Erdölförderung

Abb. 5: Globales Verhältnis von Erdölproduktion und -verbrauch

Abb. 6: Lagerstätten und Handelsströme von Erdöl

Abb. 7: Marine Erdöltransportrouten

Abb. 8: Anteile am Welterdölverbrauch 1973 und 2010

Abb. 9: Anteile verschiedener Energieträger am totalen Primärenergieverbrauch 1973 und 2010

Abb. 10: Darstellung des Verhältnisses von Rohölproduktion und -preis mit dem Basisjahr 1968

Abb. 11: Veränderungen der globalen Erdölproduktion zwischen 2012–2035

Abb. 12: Funde von Rohöl, NGL und Kondensaten seit 1920

Abb. 13: Dichtegrenzen von Erdöl

Abb. 14: Technologische Entwicklungen der Erdölförderung

Abb. 15: Ölsandvorkommen in Alberta

Abb. 16: Ölsandabbau in Alberta

Abb. 17: Verlauf des Pipelinenetzes in Nordamerika

Abb. 18: Verlauf der Keystone XL-Pipeline

Abb. 19: Verlauf der Northern Gateway-Pipeline und der TMX

Abb. 19: Schwer(st)öl im Orinoco-Gürtel aufgeteilt in vier Großprojekte

Abb. 20: Verortung der brasilianischen Offshore-Erdölfelder

Abb. 21: Gegenüberstellung von Brasiliens Erdölverbrauch und -produktion

Abb. 22: Mögliche Produktionsentwicklung in Brasiliens Tiefseefeldern

Abb. 23: Förderungsprognosen von Tiefwassererdöl (ab 400 m)

Abb. 24: Arktis – Sedimentbecken und Erdölbohrungen

Abb. 25: Zahl der Offshore-Kohlenwasserstoffentdeckungen nördlich von 66° N nach Ländern

Abb. 26: Zahl der Onshore-Kohlenwasserstoffentdeckungen nördlich von 66° N nach Ländern

II Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung

„The Stone Age did not end for lack of stone, and the Oil Age will end long before the world runs out of oil.”

Ahmed Zaki Yamani[1]

Das oben angeführte Zitat lässt sich auf zwei Arten lesen: Auf eine naive ebenso wie eine provokante. Wie man es auch verstehen mag, es zeigt anschaulich, dass es nicht nur eine Perspektive auf ein gemeinhin so „totgesagtes“ Thema wie Erdöl gibt. Die Bedeutung von Erdöl als Energieträger stützt wie kaum eine andere Ressource die Grundstruktur unserer modernen Gesellschaft und doch – oder vielleicht gerade deshalb – wird die Zukunft des Systems der globalen Erdölversorgung stark diskutiert. Zu seiner möglichen Entwicklung gibt es viele, teils widersprüchliche Annahmen. Es wechseln sich optimistische wie pessimistische Prognosen, Menetekel und das Warten auf eine neue technische Revolution im Gleichtakt ab.

Bei aller Meinungsvielfalt bleibt den verschiedenen Positionen nur ein gemeinsamer Nenner: Die globalen Erdölreserven sind endlich. Hingegen wird die Frage nach dem Zeitpunkt des Erschöpfens der Erdölvorräte facettenreich diskutiert. Gegenwärtig stehen die sogenannten „unkonventionellen Erdöle“[2] im Vordergrund dieser Debatte. Dazu zählen Ölsande, Ölschiefer, Schwer(st)öle, Tiefsee-Öl und Öl aus arktischen Gebieten, die neue Horizonte der Erdölgewinnung oder sogenannte „new fossil fuel frontiers” (Macalister 2013: 1) eröffnen. Diese Kohlenstoffvorkommen sind laut Babies (2003: 1) zwar bereits seit langer Zeit bekannt, deren Förderung und Umwandlung zu Rohöl ist jedoch erst interessant geworden mit gestiegenem technologischen Fortschritt der Fördermethoden und anhaltend hohen Ölpreisen. Von ihrer Erschließung verspricht man sich die Etablierung neuer Lagerstätten. Sie werden daher als neue und systemverändernde Variablen in die Diskussion um die Zukunft der globalen Erdölversorgung eingebracht.

In der vorliegenden Arbeit wird eben jenes Potential der unkonventionellen Erdöle, das hier mit dem Ausdruck New Fossil Fuel Frontiers umfasst wird, für die zukünftige Entwicklung der Erdölversorgung hin kritisch untersucht[3]. Es scheint aufgrund der Vielzahl unterschiedlicher Perspektiven keine Richtung erkennbar zu sein, die – trotz aller für sich reklamierter Deutungshoheit – eine Gewissheit im Sinne einer verlässlichen Prognose gibt. Hier besteht Forschungsbedarf.

Als Grundperspektive dient der Magisterarbeit die warnende wachstumskritische Position des Berichts des Club of Rome von 1972, welcher einen massiven inneren Systemkonflikt der Weltwirtschaft für den Verlauf des 21. Jahrhunderts prophezeite (vgl. Meadows et al. 1972). Der Bericht betrachtet die Interdependenzen unterschiedlicher sozioökonomischer Komponenten wie Bevölkerung, Kapital, Nahrungsmittel, Umweltverschmutzung und (nicht-regenerative) Rohstoffe. Es wird angenommen, dass letztere, aufgrund ihrer bevorstehenden Erschöpfung, das weltweite ökonomische System auf Dauer gefährden könnten. Oder besser gesagt: Das gegenwärtige sozio-ökonomische System sei zukünftigen Entwicklungen nicht gewachsen.

Unter den Eindrücken dieses Forschungsberichts wird im Folgenden eine Analyse erstellt, die der Bedeutung der unkonventionellen Erdöle – als Ausdruck „technologischer Lösungen“ – für die zukünftige globale Erdölversorgung auf den Grund geht. Eine entscheidende Rolle spielt dabei auch die Entwicklung der Konstellation der Verteilung neuer Erdöllagerstätten. Analog zu den vorangegangen Darlegungen soll als Leitfrage zur Behandlung dieses Themenkomplexes folgende Fragestellung dienen: Welche Rolle spielen unkonventionelle Erdöle bei der zukünftigen Erdölversorgung?

Durch eine kritische Auseinandersetzung mit unkonventionellen Erdölen soll ein möglichst ganzheitliches Bild unterschiedlicher Aspekte der globalen Auswirkungen dieser vermeintlichen „Hoffnungsträger“ offen gelegt und die sich damit ergebenden strukturellen Veränderungen aufgezeigt werden.

Die Leitfragestellung enthält ein breites Spektrum von möglichen Ansatzpunkten: So ergibt sich die Frage, welche Veränderungen bei der Betrachtung einer zukünftigen Erdölversorgung als Ganzes wichtig sind, insbesondere die Verschiebung der Nachfrage durch Veränderungen der ökonomischen Gesamtzusammenhänge (bspw. durch das verstärkte Wirtschaftswachstum in Schwellenländern, etc.). Eine Zunahme der Nachfrage stellt unweigerlich Bezug zur Entwicklung des Angebots her. Wenn man davon ausgeht, dass unkonventionelle Erdöle in den Kanon der Förderquellen aufgenommen werden, ist es interessant zu eruieren, welche Konsequenzen sich aus einer stärkeren Fokussierung auf sie ergeben. Dazu zählen immanente Folgen, wie ökologische Aspekte, als auch geopolitische Auswirkungen und Veränderungen der Handelsströme von Erdöl. Interessant ist dabei auch die Frage nach einflussreichen Akteuren, der ebenfalls nachgegangen werden soll. Dabei wird stets eine räumliche Komponente im Auge behalten. So wird im Laufe der Magisterarbeit herausgearbeitet, welche Weltregionen zukünftig in den Vordergrund treten (bspw. durch die Verortung von Lagerstätten und ihre Korrelation zur Lage der Verbrauchszentren) und welche lokalen und überregionalen Entwicklungen den Ausbau der unkonventionellen Erdöle begünstigen.

Aus geographischer Sicht besteht ein großes Interesse an dem Themenkomplex Erdöl, da seine Gewinnung, Verarbeitung und Distribution stark standortabhängig ist. Erdöl ist eine wichtige Einflussvariable der globalen Ökonomien, was es aus wirtschaftsgeographischer Sicht besonders interessant macht. Eine wissenschaftliche Beschäftigung mit dem Thema ist aus Sicht der Humangeographie somit durchaus gegeben, obwohl Gebhardt et al. (2013: 467) jüngst konstatieren: „Bis vor relativ kurzer Zeit war die Geographie der Rohstoffe und Ressourcen kein zentrales Thema der Humangeographie.“

Auch wenn es bislang nicht das Hauptaugenmerk der geographischen Forschung ausmachte, hat sich mittlerweile eine Unterdisziplin „Energiegeographie“[4] etabliert, welche Energieträger – darunter auch Erdöl – in lokalen, regionalen und globalen Zusammenhängen betrachtet. Pasqualetti (2011: 972) schreibt: „When discussing the geography of energy, no resource attracts more attention than oil“. Die aktuelle Diskussion um unkonventionelle Erdöle bietet sich somit als Forschungsgegenstand der Energiegeographie an.

Pasqualetti gibt einen kurzen Überblick der Veröffentlichungen zur Energiegeographie. Er siedelt die Anfänge in den 1950er Jahren an: „The earliest publications on energy geography focused on the location of resources“ (Pasqualetti 2011: 973). In den folgenden 30 Jahren diversifizierten sich dann die Betrachtungen: „[E]ach book stressed something different, such as transportation, location, logistics, modeling, supply, demand, markets, and policy“ (Pasqualetti 2011: 973).

Erdmann und Zweifel (2008: 11–12) führen an, dass sich zeitgleich auch in anderen, für wirtschaftsgeographische Betrachtungen wichtigen Bereichen, ein ganzheitliches Interesse an Erdöl einstellte: So bildete sich in direkter Konsequenz der Veröffentlichung des Club of Rome und der ersten Erdölkrise von 1973 die „Energieökonomik“ als eigene Fachdisziplin. Dort standen v.a. wirtschaftspolitische Betrachtungen[5] zur Minderung der Erdölabhängigkeit im Vordergrund, ebenso wie Forschungen zu institutionellen Strukturen[6] und Marktmacht im Erdölkontext (Erdmann und Zweifel 2008: 12).

Laut Pasqualetti (2011: 974) ließ in der Zeit seit den 80er Jahren bis zur Jahrtausendwende das Interesse der Geographie am Thema Energie spürbar nach und es wurde wenig zu diesem Feld veröffentlicht. Eine Ausnahme bildet hierbei Vaclav Smil[7], der eher durch seine Publikationshäufigkeit heraussticht (Pasqualetti 2011: 974). Auch die Energieökonomik wandelte sich Mitte der 1980er Jahre bei stark gefallenen Erdölpreisen und man widmete sich mehr Umweltproblemen, die natürlich in marktwirtschaftlichen Zusammenhängen diskutiert wurden (Erdmann und Zweifel 2008: 12).

Seit dem Jahr 2000 hingegen nahm die Relevanz von energiebezogenen Betrachtungen geographischer Arbeiten wieder stark zu. Trat die räumliche Lokalisierung zu Beginn in den Vordergrund, sind es in jüngeren Publikationen v.a. die Energiesicherheit sowie Klimaaspekte des Energieverbrauchs und erneuerbare Energien[8] (Pasqualetti 2011: 974–977). Das erklärt laut Gebhardt et al. (2013: 466), warum zu Ressourcenfragen (insbesondere bei Erdöl) die politisch-geographischen Perspektiven vermehrt an Bedeutung gewinnen – v.a. durch ihre Betrachtung wirtschaftlicher und politischer Schlüsselakteure im Kontext einer globalen Ökonomie. Weltweit verortete Rohstoffbörsen, mediale Diskurse und die Korrelation von Finanzwirtschaft und physischen Rohstoffströmen rücken dabei ebenfalls ins Interessenfeld geographischer Analysen[9] (Gebhardt et al. 2013: 466). Jedoch bemängelt Bridge (2010: 524) gleichzeitig, dass sich Geographen bislang noch wenig mit Peak Oil und dessen wirtschaftlichen, sozialen und politischen Folgen auseinandergesetzt haben.

Unter dem Eindruck der von mir herangezogenen Literatur hat sich unmittelbar mit dem starken Ansteigen des Erdölpreises 2007/2008 und dem anschließenden Absturz 2009 eine große geographische Publikationsfreudigkeit zum Themenkomplex Erdöl eingestellt. Ähnlich wie in der Zeit nach der Ölkrise 1973 scheint man sich mit neuerlich erstarktem Interesse der Zukunft der Energieträger zu widmen.

Ein großes Forschungsdefizit liegt jedoch bei systematischen Untersuchungen zum Thema der New Fossil Fuel Frontiers aus geographischer Sicht. Dabei wäre gerade in diesem Kontext eine urgeographische Qualität der Disziplin – ihre charakteristisch vernetzende Betrachtungsweise – bei diesem Thema von großem Nutzen. Fragmentarisch wird sich oft eher in Einzelaspekten mit unkonventionellen Erdölen auseinandergesetzt.

Bei dieser Magisterarbeit handelt es sich um eine Literaturarbeit. Somit steht methodisch in erster Linie die Literatur bzw. deren Recherche und Lektüre zum Themenkomplex der Erdölversorgung im Vordergrund. Über Deskriptionen hin zu Vergleichen und Interpretationen, bzw. Analysen soll schließlich zu einer wohlfundierten Argumentation übergegangen werden.

Als Datenquellen werden verschiedene Statistiken herangezogen, bspw. der BP Statistical Review of World Energy, der World Energy Outlook der International Energy Agency (IEA), die Energiestudie der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), der International Energy Outlook der U.S. Energy Information Administration (EIA), Publikationen der Association for the Study of Peak Oil and Gas (ASPO), der Deutschen Rohstoffagentur (DERA), ebenso wie weitere Einschätzungen. Leider sind oft zitierte Analysen des Oil & Gas Journals (OGJ), des Information Handling Services (IHS) oder von Wood Mackenzie kostenpflichtig und müssen in Folge eines „knappen Forschungsbudgets“ über Sekundärquellen aufgegriffen werden. Gerade zur Kontroverse der New Fossil Fuel Frontiers wird ergänzend – v.a. wegen ihrer Aktualität – vermehrt auf Zeitschriftenaufsätze und vereinzelt auch auf Publikationen von Think Tanks zurückgegriffen.

Insgesamt stellte sich bei der Auswertung von Zahlenreihen das Problem ein, dass Mengenangaben zu Erdöl entweder in Millions of Barrels per Day (mb/d) oder Tonnen (t) gemacht wurden, was eine exakte Gegenüberstellung erschwerte. Gerade bei Zahlen der BGR und der DERA sind oft Mengenverhältnisse in Tonnen angegeben. Um eine Vergleichbarkeit zu gewährleisten, sind die Mengeneinheiten hier in mb/d umgerechnet. Bedient wurde sich dabei eines Umrechnungsfaktors von 7,35 (1 t entspricht 7,35 bbl), so wie es die BGR (2013a: 109) selbst für ihre Berechnungen angibt. Sollte eine Umrechnung erfolgt sein, wird an entsprechender Textstelle darauf hingewiesen.

In einem ersten Teil (Kapitel 2) werden die geologischen Eigenschaften von Erdöl, seine Entstehungszusammenhänge und die basale Struktur der globalen Erdölversorgung (u.a. des Upstream-/ Downstream-Bereichs[10] ) skizziert, um nahtlose Anknüpfungspunkte in nachfolgenden Kapiteln zu ermöglichen. Die Erkenntnisse dienen der Grundlagenschaffung, da die unkonventionellen Erdöle in die Struktur der konventionellen eingebunden werden müssen.

In einem zweiten Teil (Kapitel 3) soll die Bedeutung des Erdöls für unsere Gesellschaft sowie die Grundstrukturen des Erdölhandels, seine historischen Wurzeln und Mechanismen der Preisbildung sowie die Entwicklung und Herausbildung gegenläufiger Interessen aufgezeigt werden. Auf der einen Seite ist dies wichtig, um die zukünftige Entwicklung des Erdölmarkts und der Lagerstättenverteilung einschätzen zu können. Auf der anderen Seite lassen sich dadurch einige interessante Einblicke in bereits abgelaufene Prozesse und erkennbare Muster gewinnen, die für eine Prognose hilfreich sind. Die Darlegung der Arbeit des Club of Rome – in hier relevantem Maße – ebenso wie ein kurzer Abriss zur Debatte um den Ressourcen-/ Reservenstand von Erdöl und die Diskussion um Peak Oil leiten über zum Hauptteil.

Dort (Kapitel 4) fällt das Hauptaugenmerk auf die unkonventionellen Erdöle an sich. Dabei steht vorweg eine Darlegung der wichtigsten technologischen Innovationen der Erdölwirtschaft in der Zeit nach 1970. In fünf Sektionen wird anschließend auf Einzelaspekte der New Fossil Fuel Frontiers eingegangen. Bei Ölsanden, Ölschiefer und Schwer(st)öl werden Fallbeispiele herangezogen (Kanada, USA, Estland, Venezuela), die entweder wegen ihres Förderpotentials oder ihrer bislang erfolgten Förderdauer als besonders repräsentativ gelten können. Auch wenn der Aufbau der einzelnen Unterkapitel dabei variiert, ist allen Darlegungen gemein, dass sie sich definitorisch gegenüber anderen Erdölen abgrenzen, ebenso wie sich in ihnen kritisch mit den Produktionsbedingungen des jeweiligen Rohölsubstrats auseinandergesetzt wird. Am Ende jedes Unterkapitels steht eine kurze Zusammenfassung bzw. ein Ausblick.

Im anschließenden Teil (Kapitel 5) geht es um die Synthese und Analyse der Erkenntnisse, bspw. inwieweit sich Rückkopplungen und Handlungsanreize unterschiedlicher Akteure im und mit dem zukünftigen globalen Erdölversorgungssystem erkennen lassen. In diesem Teil werden auch die Erkenntnisse über die Veränderungen des strukturellen Aufbaus der Erdölversorgung dargelegt, ebenso wie die Lokalisierung neuer Lagerstätten. Zum Ende dieses Teils wird auf die Perspektive des Club of Rome zurückgegriffen und argumentativ ausgeführt werden, welche Rolle unkonventionellen Erdölen in der Zukunft zufällt.

Im letzten Teil (Kapitel 6) erfolgt eine abschließende Betrachtung im Fazit.

2 Geologie und weltweite Verteilung des Erdöls

Bei Erdöl handelt es sich um ein vielfältiges und komplexes natürliches Produkt. Insgesamt sind für den Aufbau der Erdöle sowohl Herkunft, als auch Entstehungszusammenhänge entscheidend, was sich mitunter in ihrer Qualität und Wertigkeit spiegelt (March 2012: 9). Um das System der globalen Erdölversorgung zu verstehen, wird sich dem Thema daher zuerst aus einer geologischen Perspektive genähert. Ziel des Kapitels ist, den strukturellen Zusammenhang zwischen geologischen Ausgangsbedingungen und den ökonomischen Ausprägungen herzustellen.

Dabei soll einerseits aufzeigt werden, dass die Erdölgenese bestimmte Anforderungen an ihre Umgebung stellt, welche letztlich die disperse und gleichwohl konzentrierte regionale Verteilung von Erdöl (in konventioneller wie unkonventioneller Form) erklären. Andererseits soll das Kapitel 2.3 den Übergang herstellen zwischen der Situierung der Erdöllagerstätten auf der einen und dem globalen Erdölmarkt bzw. der globalen -versorgung auf der anderen Seite. In den Unterkapiteln 2.3.1 und 2.3.2 werden die Infrastruktur der konventionellen Erdölproduktion und die Wichtigkeit von räumlicher Nähe zwischen Lagerstätten und Märkten aufgezeigt. Damit soll die Basis geschaffen werden, in Kapitel 4 nahtlos an die unkonventionellen Erdöle anzuknüpfen und zusammen mit Kapitel 3 die Grundlagen zu legen, auf denen die Analyse um die mögliche Bedeutung unkonventioneller Erdöle (Kapitel 5) fußt.

2.1 Entstehungsprozesse und Grundbedingungen der Erdölbildung

Chemisch gesehen ist Erdöl eine Mischung aus „gasförmigen, flüssigen und festen Kohlenwasserstoffen“ (Brücher 2009: 101). Untersucht man den molekularen Aufbau von Erdöl, wird man somit v.a. die Elemente Kohlenstoff und Wasserstoff ausmachen, die je nach Entstehungszusammenhang in unterschiedlichem Mengenverhältnis miteinander verkettet sein können und dadurch unterschiedliche Eigenschaften[11] haben (Rothe 2010: 35). Hinzu kommen oft geringe Anteile von Sauerstoff-, Schwefel- und Stickstoffverbindungen (Pohl 2009: 422).

Für die Bildung von Erdöl muss eine Reihe von Kriterien erfüllt sein. Allen voran spielen das Zusammenwirken mannigfacher geochemischer Prozesse sowie tektonische Besonderheiten eine entscheidende Rolle. Zu seiner Genese bedarf es einer Aneinanderreihung verschiedenster, äußerst energie- und zeitintensiver Prozesse. Insgesamt sind Erdöle sehr alte[12] natürliche Produkte.

Sowohl Bukold (2009a: 68), Robelius (2007: 18), als auch Rothe (2010: 34/35) machen deutlich, dass sich die Wissenschaft zur Entstehung von Erdöl bis vor kurzem (nach Bukold (2009a: 68) etwa bis vor 30 Jahren) unschlüssig war und keinen gemeinhin akzeptierten Konsens fand. Die gängigste Theorie, die mittlerweile als anerkannt gilt, sei laut Robelius (2007: 18) die „organic theory“. Demnach entsteht Erdöl aus abgestorbenen Organismen, die sich in marinen oder lakustrischen Sedimenten[13] abgelagert haben (Brücher 2009: 94). Dabei kann es sich sowohl um Kleinstlebewesen wie Plankton, als auch um höhere und komplexere organische Verbindungen handeln, bspw. um Algen oder aber auch um Landpflanzen (Bjørlykke 2010b: 339), wobei die lipidreichen Komponenten der Organismen ausschlaggebend für den späteren Aufbau der Erdöle und seiner verwandten Endprodukte sind (Pohl 2005: 429–431).

Meist finden sich gute geologische Grundbedingungen für den Ablauf der geochemischen Veränderungen, die zur Bildung von Erdöl führen, in abgeschlossenen Meeresbecken[14], was jedoch kein Alleinstellungsmerkmal zu sein scheint. So führt Pohl (2005: 432) an, dass sowohl bestimmte Strömungsverhältnisse in offenem Meer, als auch abrupte Erwärmungen Katalysatoren für die Entstehung von Erdöl sein können. Robelius (2007: 18) verweist zudem auf die notwendigen Voraussetzungen für die Photosynthese der Organsimen, also neben dem Sonnenlicht innerhalb der Euphotischen Zone auch auf Nährstoffreichtum der Gewässer, was v.a. auf Küstengebiete zutrifft. Bukold (2009a: 70) ergänzt die Entstehungsräume um Kontinentalschelfe und große Flussmündungen. Er betont dabei die sedimentreichen Ablagerungen in den Mündungsgebieten des Niger, Mississippis und des Amazonas. Pohl (2005: 443) fügt noch weniger bekannte Beispiele hinzu, wie den Mahakam in Ost-Borneo.

Sterben also Organismen in der Euphotischen Zone ab, sinken sie durch die Schwerkraft zu Boden, treffen dort unter idealen Bedingungen auf eine euxinische (sauerstoffarme bzw. sauerstofffreie) Schicht und werden von Sedimenten überlagert (Pohl 2005: 431). Bjørlykke (2010b: 339) hingegen geht davon aus, dass dort lediglich kleine Anteile des insgesamt anfallenden organischen Materials aus der Euphotischen Zone tatsächlich eingeschlossen werden, da der Großteil vorher oxidiert. Werden dennoch Teile des organischen Materials im Laufe der Zeit in Schichten schrittweise mit anderen Sedimenten bedeckt, allen voran mit Tonen, kann unter Ausschluss von Sauerstoff ein Faulschlamm[15] entstehen (Rothe 2010: 35).

Durch stetig erweiternde Auflast werden diese Anreicherungen organischen Materials tiefer in den Boden gepresst. Kommt es zu einer gewissen Verfestigung dieser tonigen Gesteine in Folge diagenetischer Prozesse, spricht man von Bildung von Erdölmuttergestein (Rothe 2010: 35). Littke (2010: 20) verwendet den Begriff „Erdölmuttergestein“ synonym mit „Ölschiefer“. Durch die Feinkörnigkeit der meist tonigen Sedimente ist die Permeabilität der Erdölmuttergesteine stark herabgesetzt (Pohl 2005: 432). Die eingelagerten organischen Anteile werden dadurch fixiert. Sinken die Sedimentschichten weiter in die Tiefe, unterliegen sie einem immer höheren Druck sowie dem geothermischen Gradienten[16]. Ab einer Tiefe von ca. 100 m entstehen durch Dehydration stufenweise Kerogene[17], die eine chemische Vorstufe des Erdöls darstellen (Bjørlykke 2010b: 339). Dabei gibt das organische Material außerdem Methan (CH4), Ammoniak (NH3) und Stickstoffdioxid (NO2) ab (Zepp 2004: 62).

Ab etwa einer Versenkungstiefe von 1.500 m und einer Temperatur von 50–100 °C setzt der Prozess der diagenetischen Reifung ein, den man als „Katagenese“ bezeichnet (Pohl 2005: 431). Dabei kommt es zur Metamorphose organischer Substanz in chemisch weniger komplex angeordnete Strukturen, dem Beginn der eigentlichen Erdölbildung (Rothe 2010: 36–37). Der Ablauf der molekularen Zerkleinerung unter Temperatur und Druck wird als „thermischer Abbau“ oder „cracking“ bezeichnet (Pohl 2005: 436)[18].

Bjørlykke (2010b: 341) führt an, dass diese sukzessive Verkleinerung der molekularen Bestandteile des Kerogens etwa bei einer Temperatur von 80–150 °C und über einen Zeitraum zwischen einer und 100 Millionen Jahren geschieht[19]. Ab einer Temperatur von 80–90 °C und einer Tiefe von 2.000–3.000 m setzt letztlich die Umwandlung der tierischen und pflanzlichen Bestandteile zu Kohlenwasserstoffen ein (Bjørlykke 2010b: 341). Wird das Substrat noch tiefer in den Boden gepresst, so finden sich laut Bjørlykke (2010b: 341) ab einer Temperatur von 100–150 °C und einer Tiefe von 3.000–4.000 m Idealbedingungen für den Übergang von Kerogen zu Erdöl. Dieser Bereich überschneidet sich allerdings in Teilen mit den Kriterien, die von Pohl (2005: 434) als Grenzwerte (Tiefe: ab 3.500 m; Temperatur: 150–200 °C) für den Übergang zur Erdgasbildung angegeben werden; bei stärkerem Versinken in der Tiefe und somit steigenden Werten aus Temperatur und Druck entsteht demnach nur noch Erdgas[20]. Bei vollständiger Abgabe allen Wasserstoffs bleibt letztlich nur Kohlenstoff in Form von Graphit übrig (Bjørlykke 2010b: 341). Die Umwandlung von Kerogen zu Erdöl wird auch als „Reifung“ bzw. „Maturität“[21] bezeichnet (Bjørlykke 2010b: 341).

Bjørlykke (2010b: 342) summiert vier verschiedene zentrale Einflussfaktoren von denen die Umwandlung von Kerogen zu Erdöl abhängig ist: 1.) Temperatur, 2.) Druck, 3.) Zeit und 4.) (an-)organische Komponenten, die diesen chemischen Prozess begünstigen oder hemmen. Rothe (2010: 36) schreibt dabei der Temperatur als Einzelfaktor die größte Bedeutung zu. Seiner Darstellung nach, steigt mit der höheren Temperatur die Erdölbildung exponentiell, hingegen würde der Faktor Zeit nur einen linearen Fortschritt bewirken[22]. Von der Temperatur hängt auch ab, ob sich das Kerogen zu Erdöl weiterbildet oder als Ölschiefer in einem Vorstadium verbleibt (Bjørlykke 2010d: 462). Robelius (2007: 20) bezeichnet die Idealbedingungen unter denen aus dem Erdölmuttergestein Erdöl extrahiert werden kann – also das Verhältnis aus Versenkungstiefe zu Umgebungstemperatur – als „Ölfenster“ (siehe Abb. 1).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 1: Das Ölfenster (Robelius 2007: 20)

Eine grobe schematische Darstellung dazu liefert Abb. 1. Zu erkennen ist der relativ schmale Wertebereich der Erdölbildung. Etwas salopp lässt sich mit Steinbach et al. (2012: 4) zusammenfassen: „[Erdöl] entsteht nur in bestimmten Tiefenbereichen[23] der Erdkruste, etwa zwischen 2.000 und 4.000 Metern. Oberhalb ist es zu kalt, unterhalb zu heiß.“

2.2 Migration und Akkumulation von Erdöl

Das Erdölmuttergestein beinhaltet die Kohlenwasserstoffe dispers angeordnet. Aus dem Kerogen werden Öl-Partikel tropfenweise in die Poren des umliegenden Gesteins ausgefällt. Es befindet sich dort „in-situ“ (Pohl 2005: 436). Zur Bildung von Erdöllagerstätten muss es vorher aus dem Erdölmuttergestein migrieren, um sich an anderer Stelle zu sammeln und zu konzentrieren. Dem zu Gute kommen ansteigende Temperaturen, Auflast und Dehydration (Pohl 2005: 436). Statischer Auftrieb bewirkt dabei, dass das Erdöl aus seinem Entstehungshorizont in Richtung Erdoberfläche wandern kann. Lagert sich im Tiefengestein Wasser ein, dessen Dichte höher ist als die des Erdöls, wirken Kräfte entgegengesetzt zur Schwerkraft, so dass sich Erdöl im Gestein auch vertikal nach oben bewegen kann (Robelius 2007: 21). Die Migration des Erdöls folgt demnach einem Druckgradienten[24] (Littke 2010: 21).

Dabei kommt es vor, dass Erdöl durch geologische „Fallen“ an einem weiteren Aufstieg gehindert wird. Abb. 2 gibt ein stark vereinfachtes Schema einer Erdölakkumulation wieder. Es scheidet sich eine Gaskappe ab, die in der Anreicherung die oberste Schicht bildet. Darunter liegt – aufgrund seiner gegenüber dem Wasser niedrigeren Dichte – das Erdöl. Zuunterst sammelt sich eine Schicht aus Wasser an. Pohl (2005: 457) gibt zu bedenken, dass die als Linie dargestellte Grenze zwischen Erdöl und Wasser (hier: OWC) eher einer Übergangszone entspricht, in der sich beide Substanzen vermischen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 2: Vereinfachter Aufbau einer Erdölakkumulation (Robelius 2007: 25)

Geologische Fallen weisen oftmals eine glockenförmige Struktur auf, deren Speichervolumen begrenzt ist. Ist eine Formation vollständig gefüllt, fließt aufsteigendes Erdöl an der Falle vorbei und kann sich nicht anlagern. Strömt mehr Gas hinzu, verdrängt es durch seine geringere Dichte das bereits angesammelte Erdöl aus der Akkumulationsstätte (Pohl 2005: 441).

Solche Fallen können verschiedenen Ursprungs sein (siehe Abb. 3), denkbar sind Sättel antiklinaler Strukturen (siehe (b)) bspw. in Folge von Gebirgsfaltungen, gleichwohl Stellen in der Nähe von Salzdiapiren[25] (siehe (c)) oder schlichtweg gedeckelte semipermeable Gesteinsformationen (siehe (a) und (d)), allen voran Sandsteine und Karbonate, wie bspw. Kalke oder Dolomite. Sie werden als „Speichergesteine“ bezeichnet und ermöglichen Erdöl sich zu akkumulieren (Rothe 2010: 38). Letztlich entscheidend für geologische Fallen ist die geometrische Ausrichtung zwischen der versiegelnden Gesteinsschicht und der Bildungsstätte, aus der das Erdöl aufsteigt (Robelius 2007: 26).

Für die Förderung von Erdöl ist es wichtig, dass die Speichergesteine selbst sowohl permeabel als auch porös sind, da nur so ein Fließen zum Bohrloch möglich ist. Porosität alleine reicht nicht aus[26]. Beides nimmt jedoch mit steigender Tiefe ab (Pohl 2005: 439–440).

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Abb. 3: Verschiedene Arten geologischer Fallen (Robelius 2007: 27)

Somit lässt sich festhalten, dass zur Entstehung von Lagerstätten konventionellen Erdöls passgenaue Umgebungen[27] (wie Speichergesteine oder die Lage von anderen Gesteinsschichten, welche als Fallen fungieren können, etc.) notwendig[28] sind.

Rückt Erdöl in Tiefenstufen vor, die etwa 80 °C verzeichnen, kann durch dort lebensfähige Mikroorganismen ein biologischer Abbau der Kohlenwasserstoffe stattfinden, bei dem sich Erdöl zu Schwerölen umbilden (Head et al. 2003: 344). Dadurch wird das Erdöl – unter marktwirtschaftlichen Aspekten – entwertet, da es schwieriger zu fördern und aufzubereiten ist. Letztlich schützt vor einer biologischen Degradation nur eine konstante „Lagerung“ zwischen mehr als 80 und bis 100 °C, da es so sterilisiert wird (Bjørlykke 2010b: 348). Laut Head et al. (2003: 345) stellt Erdöl, das in den Reservoirs mikrobiell verändert wurde, in Form von Ölsanden und Schwerölen über die Hälfte der weltweiten Ölvorkommen.

Gerät das entstandene Erdöl durch Absenkung in zu tiefe Bereiche, wird es instabil und erfährt eine Umbildung, bspw. zu Pyrobitumen. Gelangt es hingegen zu weit an die Oberfläche, kann neben Biodegradation auch Oxidation oder Verdunstung dazu führen, dass es sich zu Schweröl (wie bspw. die Athabasca-Ölsande in Kanada oder das Schweröl im venezolanischen Orinoco-Gebiet) oder Teer umbildet (Pohl 2005: 465). Zudem enthalten sie danach oft hohe Anteile an Schwefel (Littke 2010: 21).

Da eine Konservierung des Erdöls mit fortschreitendem Alter immer weniger wahrscheinlich wird, findet man Erdöl meist in geologisch jungen Gesteinen (etwa seit dem mittleren Mesozoikum). Hinzu kommt, dass Erdölakkumulationen durch viele geomorphologische Erscheinungen gänzlich zerstört werden können. Denkbar sind Prozesse der Hebung/Absenkung, Bruchbildung, Deformation oder Erosion von Sedimenten (Pohl 2005: 449). „Eine optimale Zone für die Förderung von Erdöl liegt daher bei mindestens 1 bis 2 Kilometern und meist weniger als 4 Kilometern Tiefe“ (Littke 2010: 21).

2.3 Von der Lagerstätte zum Weltmarkt

Sollte sich eine solche Erdölakkumulation bis in die heutige Zeit erhalten haben[29], bietet sich die Möglichkeit einer Extraktion des Erdöls aus dem Boden. Unter bestimmten Voraussetzungen spricht man dann in Bezug auf die Förderbarkeit des Erdöls nicht mehr von einer „Akkumulation“, sondern von einer „Lagerstätte“[30].

Die BGR (2009: 18) definiert einige Kriterien dafür, dass eine Anreicherung von Erdöl als „Lagerstätte“ bezeichnet werden kann. Verschiedene Aspekte sind dabei von Bedeutung. Allen voran steht die wirtschaftliche Nutzbarkeit des Vorkommens. Ausschlaggebend dafür sind folgende Faktoren: 1.) Eine ausreichende Konzentration des Erdöls, 2.) die technische Möglichkeit des Zugangs zum Erdöl, 3.) die Förderbarkeit des Vorkommens ist, unter 4.) einer wirtschaftlich profitablen Gewinnung gewährleistet und es dürfen 5.) keine übergeordneten Gründe wie bspw. soziale oder ökologische Bedenken vorliegen, die gegen eine Nutzung sprechen.

Man findet Erdöl – bedingt durch seine Entstehungszusammenhänge – fast ausschließlich in konzentrierter Form im Gestein (Bukold 2009a: 70). Das trägt dazu bei, dass sich Erdöllagerstätten meist nicht als flächige, zusammenhängende Ablagerungen ausbilden – wie man es bspw. von Kohleflözen kennt – sondern eher als punkthafte Vorkommen[31], die lokal eingegrenzt sind (Brücher 2009: 102). Das führt zu einer Reihe von sozioökonomischen Besonderheiten[32] und Konsequenzen[33]. Gerade punkthafte Ressourcen sind sehr kapital- und gleichzeitig wenig arbeitsintensiv (Le Billon 2003: 36).

2.3.1 Globale Verteilung der Lagerstätten

Pasqualetti (2011: 972) äußert sich zur Verteilung der Lagerstätten wie folgt: „Many of the problems that accompany our reliance on oil are fundamentally spatial because reserves are not evenly distributed. A few countries have more than they can use. Most do not.”

Der größte Anteil konventionellen Erdöls befindet sich im Nahen Osten und bildet zusammen mit dem Kaspischen Raum und (Nord-)Westsibirien[34] die sogenannte „Strategische Ellipse“, in der ca. drei Viertel der globalen Reserven[35] konventionellen Erdöls[36] verortet sind (Rempel 2008: 23). Die Betonung liegt dabei auf „Strategische Ellipse [Herv. d. Verf.]“. Der Name resultiert daher, dass für die Region eine „strategische[n] Bedeutung für die künftige Versorgung der Welt mit Energierohstoffen und den daraus ableitbaren politischen Konsequenzen“ antizipiert wird (BGR 2009: 253). Zündorf (2008: 18) verbildlicht die Verteilung der Lagerstätten als „Gürtel“ und benennt neben dem „östlichen Gürtel“ (bei ihm deckungsgleich mit der Strategischen Ellipse) noch einen „westlichen Gürtel“, der sich – ebenfalls größtenteils in der nördlichen Hemisphäre der Erdhalbkugel – von Alaska über Kanada durch die USA bis nach Mexiko und in den Norden von Venezuela erstreckt. Diese sehr schematische Darstellung kann durch weitere in sich geschlossene Regionen ergänzt werden, bspw. in Algerien, Angola, Brasilien, China, Großbritannien, Indonesien, Libyen, Norwegen, Nigeria, etc. (BP 2013: 8).

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Abb. 4: Globale Erdölförderung (Séréni 2012: 25)

In Abb. 4 ist die globale Verteilung der erdölproduzierenden Länder zu erkennen, aufgeschlüsselt nach ihren täglichen Fördervolumina. Besonders deutlich hervor tritt ihre starke Konzentration in der erwähnten Strategischen Ellipse.

Dem konzentrierten Auftreten von Erdöl zum Trotz, waren Robelius (2007: 76) zufolge im Jahr 2007 etwa 47.500 Ölfelder bekannt, von denen 507 als sogenannte „Giants“ klassifiziert werden konnten. Dazu zählen Erdöllagerstätten, aus denen mehr als 0,5 Gb Erdöl gefördert werden können (Robelius 2007: 75). Bei Feldern mit mehr als 5 Gb Ausbeute spricht man von „Supergiants“ (Bukold 2009a: 72). Aleklett et al. (2012: 3) führen jedoch an, dass aus diesen Giants zwei Drittel der bisherigen Erdölförderung erfolgte und sie daher eine zentrale Schlüsselrolle der globalen Erdölversorgung einnehmen. Insgesamt liefern die 100 größten Erdölfelder etwa 45% (Stand: 2006) der globalen Erdölversorgung (Aleklett et al. 2012: 76). Gleichzeitig befinden sich die größten Ölfelder jedoch in einem anhaltenden Förderrückgang (Aleklett et al. 2012: 2). Etwa 100 der insgesamt 507 Giants befanden sich offshore, 27 davon im Tiefsee-Bereich (Robelius 2007: 76). Die bekanntesten Giants liegen im Nahen Osten[37]. Dazu kommt, dass es nur wenige Supergiants gibt, die außerhalb der „Strategischen Ellipse“ liegen: „Daqing[38] “(China), „Prudhoe Bay“ (USA) und „Cantarell“ (Mexiko) (Bukold 2009a: 72). Das brasilianische Ölfeld „Lula“ gilt mittlerweile ebenfalls als Supergiant (Clint und West 2012: 15).

Laut Zündorf (2008: 17–18) lassen sich die Länder der Welt in Bezug auf die globale Erdölversorgung schematisch in zwei Kategorien einteilen – dabei stehen Länder bzw. Räume des Verbrauchs von Erdöl den deutlich kleineren Räumen der Produktion von Erdöl gegenüber. Natürlich verbrauchen erdölproduzierende Staaten ihr Erdöl auch selbst – teilweise sind diese Sphären also deckungsgleich – jedoch fällt laut Zündorf (2008: 19–20) nur ein Land – namentlich die USA[39] – deutlich aus diesem Muster, da es von Beginn der Erdölförderung an sowohl bedeutendes Produktions- als auch Verbrauchsland war. Laut Zündorf (2008: 20) zählen die USA wegen ihres großen Verbrauchsüberhangs insgesamt zu den Verbraucherländern. Aleklett et al. (2012: 3) benennen vier Nationen, denen eine Schlüsselrolle zukommt: Auf der einen Seite Saudi-Arabien[40] und Russland, als größte erdölexportierende Länder und die USA und China als die größten Nachfrager von Erdöl. Bridge und Le Billon (2013: 1) fassen gut zusammen: „The international oil trade links every country on earth, but only a handful of countries hold the lion´s share of known reserves“ [Herv. d. Verf.].

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Abb. 5: Globales Verhältnis von Erdölproduktion und -verbrauch (Bridge und Le Billon 2013: 18)

Eine grafische Darstellung über die aktuelle Verteilung von Produktion und Konsumption von Erdöl liefert Abb. 5. Auffällig sind die großen Verbrauchsüberhänge der USA, Indiens und Chinas, bzw. die ausschließliche Nachfrage der ostasiatischen Staaten Japan, Taiwan und Südkorea sowie der marginale Verbrauch vieler Staaten in Afrika und dem Irak. Ein Angebotsüberhang im Nahen Osten ist ebenso deutlich ablesbar. Laut Albers (2009: 42) sind aber die meisten Länder der Welt Erdölimporteure.

Ein oftmals unterschätztes Kriterium ist die Distanz zwischen Lagerstätten von und Märkten für Erdöl. Da die Transportkosten zum jeweiligen Markt mit der Entfernung zur Lagerstätte steigen, fragen Verbraucher Erdöl v.a. bei den nächstgelegensten Lagerstätten nach. Geographische Nähe ist somit ein wichtiges Kriterium des internationalen Ölhandels. Dennoch müssen Verzerrungen bspw. aufgrund von vorhandenen Raffineriekonfigurationen, der Nachfrage nach verschieden Erdölprodukten und politische Entscheidungen mitberücksichtigt werden (Mileva und Siegfried 2012: 387).

Sieht man sich die Bezugsquellen an, erkennt man jedoch oben erwähnte räumliche Zusammenhänge. So bezogen die USA 2009 die Hälfte ihrer Importe aus Ländern der westlichen Hemisphäre[41] sowie ein weiteres Viertel aus unterschiedlichen Quellen nahe dem Atlantik (aus Nord- und Westafrika[42] und der Nordsee); dann erst folgt mit ca. 10% der Ölimporte Saudi-Arabien (Mileva und Siegfried 2012: 388). Die europäischen Märkte[43] werden hingegen lokal über den Binnenmarkt bzw. aus Nord- und Westafrika bedient.

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Abb. 6: Lagerstätten und Handelsströme von Erdöl (Bridge und Le Billon 2013: 18)

Der größte Teil des Erdöls aus dem Nahen Osten[44] fließt in die asiatischen Märkte (Mileva und Siegfried 2012: 388). Laut Braml (2012: 123) bezog bspw. China[45] im Jahr 2010 ca. 46% seiner Erdölimporte aus der Region des Persischen Golfs, ca. 22% aus Afrika[46], ca. 10% aus Russland[47] und dem kaspischen Raum sowie den Rest aus anderen Weltregionen[48].

Eine schematisierte Darstellung zu den globalen Lieferbeziehungen liefert Abb. 6. Es sind deutlich die starken Versorgungsströme des Nahen Ostens nach Asien sowie Eurasiens nach Europa zu erkennen.

2.3.2 Infrastruktur der Erdölversorgung

Die asymmetrische räumliche Verteilung führt dazu, dass der Transportinfrastruktur von Erdöl (bspw. Öltanker, Pipelines, Eisenbahnen, etc.) eine kritische Rolle zufällt. Von versorgungstechnischer Seite aus besteht die existenzielle Notwendigkeit, dass immer ausreichend Produktions-, Aufbereitungs- und Verarbeitungskapazitäten vorhanden sein müssen (Rempel 2008: 28). Ohne einen stetigen Lieferfluss ist die Versorgungssicherheit mit Erdöl nicht gegeben (Albers 2009: 42). Gleichzeitig hat Erdöl den Nachteil, dass es – im Gegensatz bspw. zur Kohle – eine eigene Transportinfrastruktur benötigt (Helfer 2008: 37). Ist eine Infrastruktur erst einmal erschaffen, stellen sich schnell starre Strukturen ein. So schreiben Bouzarovski und Bassin (2011: 787): „The EU’s energy linkages with Russia are partly the result of the infrastructural legacies of Soviet domination[49] in eastern Europe, which today continue to cement the import dependence of the former satellite states.”

Erdölpipelines spielen eine zentrale Rolle in der globalen Erdölversorgung. Sie sind – sieht man von massiven Investitionskosten[50] ab – im Betrieb eine sehr kostengünstige, wenngleich statische Möglichkeit Erdöl über den Landweg zu transportieren. Aber auch bei der Anbindung von Lagerstätten mit Raffinerien und Häfen kommen Pipelines eine große Bedeutung zu[51], denn über zwei Drittel des global gehandelten Erdöls werden auf dem Seeweg durch Tanker befördert (March 2012: 13). Erdöltanker haben hingegen den Nachteil, dass dieses Transportmedium verhältnismäßig zeitintensiv ist, was durch stetige Erhöhung der Ladekapazitäten versucht wird auszugleichen (Gebhardt et al. 2013: 467). In Abb. 7 sieht man die bedeutendsten Tankerrouten und die Schlüsselrolle wichtiger Meerengen. Die Tankerrouten decken sich weitestgehend mit den oben aufgeführten Versorgungsnetzen und den Beschreibungen über die Korrelation von Lagerstättenverortung und Marktnähe. Lediglich die Route vom Mittleren Osten nach Nordamerika ist in der Darstellung unverhältnismäßig stark akzentuiert. Besonders deutlich wird in der Abbildung die Bedeutung der Meerengen der Straße von Hormus und der Straße von Malakka[52]. Laut Abb. 7 passieren sie bis zu 15 mb Erdöl pro Tag.

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Abb. 7: Marine Erdöltransportrouten (Bridge und Le Billon 2013: 106)

Neben den Anforderungen an die Transportinfrastruktur, ist aber auch noch ein weiteres Kriterium zu beachten: Erdöl ist in seinem Rohzustand noch nicht verwertbar (Brücher 2009: 113). In Raffinerien geschieht deshalb die Aufbereitung des Erdöls[53]. Auch sie nehmen eine Schlüsselposition bei der globalen Erdölversorgung ein. Das heißt allerdings nicht, dass Errichtung und Betrieb von Raffinerien synchron mit der Nachfrage nach Erdöl verlaufen (Bukold 2009a: 81). Raffinerien sind – ebenso wie Pipelines – statische Gebilde mit einer langen Planungs- und Bauzeit, außerdem reagieren sie während ihres Betriebs empfindlich auf einen volatilen Rohölpreis (Bukold 2009a: 82). Weltweit gibt es etwa 650 Raffinerien mit einer Verarbeitungskapazität von 88 mb/d (Bridge und Le Billon 2013: 51).

Raffinerien können laut March (2012: 14) in Abhängigkeit von den Transportkosten des Erdöls entweder lagerstättennah, also beschaffungsorientiert, oder marktnah und somit verbrauchsorientiert verortet sein. Marktnahe Raffinerien bieten den Vorteil, dass das Rohöl vor der Aufbereitung transportkostenreduzierend als Ganzes befördert werden kann, wohingegen die aufbereiten Produkte[54] der lagerstättennahen Raffinerien einzeln verschifft werden müssen (Erdmann und Zweifel 2008: 181).

Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass Erdöl ein global bezogenes Gut ist, bei welchem räumliche Nähe trotzdem ein entscheidendes Kriterium für seine Handelsströme darstellt. Außerdem wird für Transport und Aufbereitung eine spezielle Infrastruktur benötigt.

3 Das globale Erdölsystem und seine Bedeutung für die moderne Gesellschaft

Das folgende Kapitel zeichnet die gesamtgesellschaftliche Bedeutung von Erdöl, die Entwicklung von Erdölmarkt, -handel und der Etablierung maßgeblicher Akteure nach, zeigt dabei Krisen und Einbrüche auf, um schließlich zu den Warnungen des Club of Rome und den Prognosen von Angebot und Nachfrage überzugehen.

Nachdem betrachtet wurde, wie Erdöl entsteht, wie es gefördert und verteilt wird, soll zuerst einen Schritt zurückgegangen werden, um die sich aufdrängende Frage zu klären, welche Relevanz Erdöl in unserer heutigen Gesellschaft zukommt. Es geht darum die systemische Abhängigkeit aufzuzeigen, die zur Suche nach immer neuen Ressourcen und Verarbeitungstechniken zwingt. In erster Linie muss dazu das Erdöl in seiner Funktion als Energieträger aufgefasst werden.

Laut Smil (2006: 260) entfaltete sich buchstäblich die gesamte Genese unserer modernen Gesellschaft in ihren Ausprägungen, wie wir sie heute kennen, durch die Nutzung fossiler Brennstoffe als Energiequelle:

Fossil fuels and electricity were indispensable in order to increase farm productivity and hence drastically reduce agricultural population, to mechanize industrial production and release the labor force to move into the service sector, to make megacities and conurbations a reality, and to globalize trade and culture.

Von den neolithischen Personenverbänden über die frühen Hochkulturen bis ins ausgehende Mittelalter – allen Zivilisationsstufen der vorindustriellen Zeit war gemeinsam, dass die von ihnen verbrauchte Energie aus menschlicher Arbeit oder direkt aus Biomasse resultierte. Dabei stießen sie immer wieder an ihre Wachstumsgrenzen[55], die in direktem Zusammenhang mit ihrem Energieverbrauch, bzw. der Generierung ihrer Energie[56] standen. Einer der entscheidenden Gründe dabei war, dass oftmals die Orte der Energieerzeugung und -nutzung räumlich identisch waren (Brücher 2008: 5). So resümiert Brücher (2008: 5) über die Vorindustrielle Zeit: „Fehlende Wachstumsmöglichkeiten und dezentrale Erzeugung mit geringem Ertrag waren die entscheidenden Schwächen jener Phase“ [Herv. d. Verf.].

Gleichwohl muss man dabei aber auch bedenken, dass diese vermeintlichen Schwächen sehr positive Nebeneffekte für einige Gesellschaften mit sich brachten: Sie ermöglichten die Persistenz früher Hochkulturen. Die Energiewirtschaft bspw. des römischen Reichs oder der chinesischen Han-Dynastie beruhten ausschließlich auf erneuerbaren Energien; natürlich funktionierte diese Struktur nur, da der Pro-Kopf-Energieverbrauch lediglich einen Bruchteil von dem betrug, was ein Mensch in unserer modernen Gesellschaft verbraucht (Smil 2010a: 105–106). Dennoch drückt Smil (2010a: 106) die Konsequenz daraus sehr treffend aus: „[I] ts energy sources would limit its accomplishments but not its durability“ [Herv. d. Verf.].

Mittlerweile haben sich die Verhältnisse beinahe umgekehrt: Unsere technologischen und gesellschaftlichen Möglichkeiten durch eine auf Erdöl gestützte Energiewirtschaft sind exponentiell gestiegen. Benötigte Energierohstoffe (allen voran das Erdöl) sind – zumindest theoretisch – unabhängig von der Entfernung zur Lager- und Produktionsstätte weltweit beziehbar. Dafür wird die Frage nach der Aufrechterhaltung und Reichweite des Erdölsystems immer drängender. Hinzu kommt, dass für zivilisatorischen Fortschritt Energie und Energieverfügbarkeit von entscheidender Bedeutung sind. Kayser (2013: 1) zitiert dazu den amerikanischen Physiker Freeman Dyson, der sich prägnant äußerte: „Eine wachsende, sich stetig weiterentwickelnde technische Zivilisation brauche immer mehr Energie“ [Herv. d. Verf.].

Erdöl gehört neben Erdgas und Kohle zu den fossilen, sowie zusammen mit Uran und Thorium zu den nicht-erneuerbaren Energierohstoffen, welche gleichzeitig den allergrößten Teil der globalen Primärenergieversorgung ausmachen (BGR 2009: 17). Den höchsten Anteil daran hat wiederum Erdöl[57] mit ca. 33% (Steinbach et al. 2012: 2). Es scheint von stofflicher Seite aus prädestiniert zu sein, eine Schlüsselrolle einzunehmen.

Das gründet sich zum einen darauf, dass Erdöl eine vielseitige Quelle von Energie darstellt, die durch einen hohen Wirkungsgrad gekennzeichnet ist; gemessen am Verhältnis von Masse zu Energiedichte ist es sehr ergiebig (Pohl 2005: 420). Nach Uran hat Erdöl die höchste Energiedichte unter den Energiestoffen (Brücher 2009: 94).

Zum anderen kann es in der Summe seiner unterschiedlichen Variationen zwar in verschiedenen Aggregatzuständen auftreten, besitzt aber in flüssiger Form gegenüber anderen Energieträgern den entscheidenden Vorteil, dass es verhältnismäßig leicht zu transportieren und flächendeckend zu verteilen[58] bzw. zu beziehen ist. Die Transportmöglichkeit des Erdöls gegenüber anderen Energiestoffen[59] ist also um ein Vielfaches einfacher. Die Eigenschaft vorteilhaft Distanzen von Lager- bzw. Produktionsstätte zum Verbrauchsort überbrücken zu können, ist in einer stark globalisierten Welt wiederum äußerst geschätzt und profitabel (Brücher 2009: 94). Erdgas bspw. hat im Vergleich zu Erdöl sehr viel höhere Transportkostenanteile (Cramer 2010: 8). Kohle als Feststoff ist ebenso unbequem zu befördern und wird zum allergrößten Teil in den Erzeugerländern selbst verbraucht, da laut Helfer (2008: 36) die Transportkosten bis zu 70% des Endpreises ausmachen können.

Die Kehrseite dessen ist, dass mittlerweile eine „riesige und unablässige“ Energiezufuhr nötig ist, um unsere moderne Gesellschaft am Leben zu halten (Smil 2005a: 2). Selbst zur Erhaltung des Status Quo brauchen wir also eine konstante Versorgung mit fossilen Energieträgern, allen voran Erdöl. Doch mit Erdöl als einem fossilen Energieträger mit einer zudem unbekannten bzw. heftig diskutieren Reservenlage[60] ist im Sinne einer persistenten Energieversorgung keine gute Wahl getroffen: „All the fossil fuels, sooner or later, are bound to be exhausted and therefore give rise to the problem of sustainability of the development process” [Herv. d. Verf.] (Sengupta 2013: 261). Smil (2006: 309–310) führt dabei vor Augen, wie erschreckend kurz die Zeitspanne der Erdölnutzung im Vergleich zu zehntausenden Jahren Menschheitsgeschichte und deren Abhängigkeit von Energie aus Biomasse oder Muskelkraft ist.

Neben endlichen Vorräten spielen bei Erdöl auch andere Nachhaltigkeitsüberlegungen[61] eine Rolle. Unter ökologischen Aspekten bspw. ist der hohe CO2-Ausstoß in Folge der Verbrennung von Erdöl[62] äußerst problematisch[63] (Erdmann und Zweifel 2008: 172). Bradshaw (2010: 275) schreibt: „The energy system is the single largest source of anthropogenic greenhouse gases, [...].”

Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass sich aus hoher Energiedichte und guter Transportmöglichkeit des Erdöls eine Kombination ergibt, die es als führende Primärenergiequelle situiert. Daher verwundert es nicht, dass laut Zimmerer (2011: 705) das System der globalen Energieversorgung mittlerweile zur wichtigsten und am stärksten politisch-ökonomisch verflochtenen Grundstruktur unserer Gesellschaft geworden ist. Dem gegenüber stehen seine (überregionale[64] ) Schädlichkeit und seine Endlichkeit als die zwei größten Mankos.

3.1 Technologische Ursprünge und aktuelle gesellschaftliche Verwendung

Knox und Marston (2001: 334) führen an, dass „die Bedeutung gewisser Rohstoffe immer an bestimmte Technologien gebunden ist“. Was auf den ersten Blick trivial erscheint, wird bei näherer Betrachtung in eine systemische Einbettung interessant: Nach dem Modell des Kondratieff-Zyklus[65] resultiert die Nutzung von Erdöl aus der Basisinnovation des Verbrennungsmotors, welche laut Palme und Musil (2012: 287) in der dritten langen Welle von ca. 1880/1890–1930/1940 verortet ist, gefolgt vom Aufkommen der Petrochemie und der Massenmotorisierung in der vierten langen Welle von ca. 1930/1940–1980/1990[66]. Mit diesen Technologiesystemen gingen geographische Auswirkungen einher, wie bspw. unterschiedliche räumliche Wirtschaftsentwicklungen, aber auch anschließend eine hohe Nachfrage nach Erdöl (Knox und Marston 2001: 335).

Die außerordentliche Bedeutung des Erdöls fußte also in der anfangenden Motorisierung der Gesellschaft[67] Ende des 19. Jahrhunderts (Cramer 2010: 8). Zuvor war das Transportsystem v.a. an intensive menschliche (und tierische) Arbeitsenergie gebunden (Brücher 2008: 5). Zwar gab es die Möglichkeit zur Überbrückung von Raum durch Mechanisierung[68], es kam damit allerdings zu folgenschweren Pfadabhängigkeiten in der Entwicklung hin zu immer leistungsfähigeren, erdölbetriebenen Motoren. Es entstand eine – wie Palme und Musil (2012: 306–307) beschreiben – „Verfestigung des Entwicklungspfades“ und ein sogenannter „Lock-in-Effekt“, da sich der Verbrennungsmotor zur vorherrschenden Technologie etablierte.

Mit der zunehmenden Industrialisierung der Produktion und der Senkung der Stückkosten hin zur Nutzung von Skaleneffekten entstand sukzessiv ein Fahrzeugmarkt, welcher der breiten Bevölkerung zugänglich wurde und individuelle Aktionsradien vergrößerte. Rückkopplungen mit Siedlungs- und Verkehrsinfrastrukturen (Stichwort: Autogerechte Stadt) entstanden. Das gesamte System beruht dabei auf einer billigen und ständig verfügbaren Erdölversorgung, die simultan mit steigendem Verbrauch anwächst (Schindler 2009: 766). Es wurde ein sich selbst perpetuierender Prozess initiiert. So schreibt Smil (2005b: 300): „Both the epochal transition from biomass to fossil fuels and the diffusion of mechanization and mass production led inevitably to greater dependence on nonlocal resources.”

Erdöl als Energiestoff weiterverarbeitet zu Mineralöl dient mittlerweile den meisten Formen der Mobilität (Straßen-, Luft-, Schienen- und Schiffsverkehr) als elementarer Grundstoff; Erdöl wird zudem zur Wärme- und Stromerzeugung (v.a. als Heizöl) eingesetzt (Bukold 2009b: 71). Gleichzeitig ermöglichen seine chemischen Eigenschaften eine Verwendung als Ausgangsmaterial für die Herstellung organisch-chemischer Grundstoffe (Petrochemie) (Pohl 2005: 420). Ebenso findet Erdöl als Rohstoff im Straßenbau und als Schmierstoff eine breite Anwendung (Bukold 2009b: 71).

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Abb. 8: Anteile am Welterdölverbrauch 1973 und 2010 (IEA 2012a: 33)

Deutlich erkennt man in Abb. 8, wie sich die prozentuale Verteilung der Verwendung von Erdöl aufgliedert. Es ist nicht nur ein absoluter Anstieg des Erdölverbrauchs innerhalb der letzten Jahrzehnte seit der sogenannten „Ersten Ölkrise“ von 1973 zu erkennen, sondern auch die wachsende Bedeutung von Erdöl im Transportsektor, wohingegen sich der Anteil des industriellen Verbrauchs halbiert hat. Banister et al. (2011: 248, zit. nach Givoni und Banister 2010: ohne Seitenangabe) bezeichnen den Transportsektor daher auch als „blood system of society“ [Herv. d. Verf.]. Der dort anfallende Erdölverbrauch lag 2011, absolut gesehen, bei 46 mb/d (IEA 2012b: 88). Auch weiterhin wird ein Verbrauchswachstum im Kraftstoffbereich erwartet (Breuer et al. 2008: 58). Gerade der Schiffsverkehr[69] spielt dabei eine besondere Rolle, denn über den Seeweg erfolgt der allergrößte Teil des globalen Rohstofftransports, welcher natürlich auch Erdöl[70] selbst inkludiert (Gebhardt et al. 2013: 467). Es wird also in großem Maße transportiert und dient gleichzeitig in aufbereiteter Form als Voraussetzung für Transporte.

Aktuelle Zahlen zum globalen Erdölverbrauch liefert bspw. der World Energy Outlook 2012 der International Energy Agency (IEA). Der Bericht geht davon aus, dass 2011 der tägliche weltweite Erdölverbrauch bei 87,4 mb/d (IEA 2012b: 82) lag. Der BP Statistical Review of World Energy 2012 gibt für 2011 abweichend einen höheren Verbrauch von 88,0 mb/d an (BP 2012: 3). Für das Jahr 2012 belief er sich laut dieser Statistik auf 89,7 mb/d (BP 2013: 9).

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Abb. 9: Anteile verschiedener Energieträger am totalen Primärenergieverbrauch 1973 und 2010 (IEA 2012a: 6)

In Abb. 9 kann man zudem erkennen, dass der Anteil von Erdöl an der Primärenergie – absolut gesehen – zwar angestiegen ist, sich aber prozentual im Vergleich zu anderen Anwendungsbereichen deutlich verringert hat.

Es lässt sich also zusammenfassen, dass Erdöl als Energielieferant v.a. im Transportsektor eine herausstechende Verwendung findet und sich in unserer globalisierten Welt durch die komplette Wertschöpfungskette zieht. Seit 1973 wurde Erdöl zudem (willentlich oder unbeabsichtigt) bei der Erzeugung von Primärenergie substituiert, was jedoch bei einem wachsendem absoluten Energieverbrauch geschah. Somit lässt sich mit Zündorf (2008: 9) festhalten:

Obwohl Erdöl seit langem keine Quelle großer Innovationen mehr ist und als Inputfaktor für wirtschaftliches Wachstum tendenziell an Bedeutung verliert, ist es für das alltägliche Funktionieren der Weltwirtschaft nach wie vor unentbehrlich. Man muss also unterscheiden zwischen der Bedeutung von Erdöl als Wachstumsfaktor und als Element der Systemerhaltung.

Damit spricht Zündorf zwei entscheidende Probleme an: den unablässigen Nachschubbedarf zur Systemerhaltung und ein obsoletes Verständnis von Erdöl als Wachstumsfaktor.

3.2 Geschichte von Erdölförderung/-handel und heutige Marktsituation

Um die Mechanismen der Erdölversorgung zu verstehen, wird kurz ein Blick auf die wichtigsten Etappen der Geschichte von Erdölförderung und -handel[71] geworfen. Besondere Akzente sollen dabei auf die Zeit der sogenannten „Ölkrisen“ von 1973 und 1979 und deren Folgeerscheinungen gelegt werden. In Anlehnung an die Preiskapriolen der Jahre 2003–2009 soll hier nach Ähnlichkeiten im Umgang mit Verknappungsszenarien und den Argumenten für eine zukünftige Versorgung mit unkonventionellen Erdölen gesucht werden. Laut Herz und Drescher (2010: 93) handelt es sich bei den Krisen um vorwiegend angebotsgeschuldete Eruptionen der Ölmärkte. Für eine anschließende Betrachtung der Diskussion um die unkonventionellen Erdöle macht sie dies besonders interessant, da man auch dort versucht, angebotsseitig (in Erwiderung einer steigenden Nachfrage) zu agieren. Eine genaue Aufschlüsselung der Technikfolgen findet sich anschließend in Kapitel 4.1.

In den nächsten Unterkapiteln (Kapitel 3.2.1­–3.2.5) geht es darum, die Interdependenzen von Ölpreis, (politischen) Marktakteuren und Investitionen in Erdölsuche und -förderung aufzuzeigen, die für die Analyse um unkonventionelle Erdöle (Kapitel 5) wichtig werden.

3.2.1 Anfänge der Erdölindustrie und Zeit der IOCs

Die erste industrielle Erdölförderung fand 1859 im US-Bundesstaat Pennsylvania[72] statt (Zündorf 2008: 10). Die Bedeutung der USA in der Erdölförderung war von Anfang an hoch[73], ebenso wie die des kaspischen Raums, hier v.a. des aserbaidschanischen Baku[74] (Brökelmann 2010: 73). Dort befand sich 1901 etwa 50% der Welterdölförderung (Müller 2006: 3). Es folgten Erdölförderstätten in Indonesien, Russland, Rumänien, Venezuela, Trinidad und Tobago und an weiteren Orten (Brökelmann 2010: 90). 1901 machte man bedeutende Funde in Texas (Erdmann und Zweifel 2008: 188). Im Iran stieß man 1908[75] auf Erdöl (Brökelmann 2010: 104).

Die damaligen Fördermengen der ersten fünfzig Jahren sind jedoch – quantitativ gesehen – im Vergleich zu heute durchaus verhalten zu beurteilen. So geben Aleklett et al. (2012: 191) an: „The volume of oil the world currently uses[76] in 3 weeks, 1.7 billion barrels, is equal to all the oil produced during the nineteenth century”.

Hinzu kam, dass die ersten Ölbohrungen v.a. auf eine rasche Ausbeute der Vorkommen zielten, meist verkürzte das jedoch die Dauer der Förderung und die Quellen versiegten schneller (Bukold 2009a: 73). Huber (2011: 819–820) attestiert den Pionier-Unternehmen in den USA eine wettbewerbsmäßige Ausbeute ihrer Ölquellen, was sich wiederum in instabilen Märkten und v.a. Preisvolatilitäten niederschlug. Daraufhin wurden in den USA die Angebotspreise auf politischem Wege[77] konsolidiert, was ein künstlich geschaffenes Marktgleichgewicht erzeugte (Huber 2011: 820–823).

Dennoch stand die globale Erdölwirtschaft zu Beginn des 20. Jahrhunderts ganz im Zeichen westlicher Privatunternehmen und unter den Rahmenbedingungen der Zeit nach dem Ersten Weltkrieg konnte ein auf Kooperationsvereinbarungen gegründetes „Goldenes Zeitalter“ der privaten Erdölkonzerne – auch „International Oil Companies“ (IOCs) genannt – beginnen (Sundaresan 2012: 388–389). Hoher Konkurrenzdruck führte zum Treffen von Achnacarry Castle[78] am 28. August 1928, bei dem die drei bis dato führenden Ölmarktakteure Kartellabsprachen in Form von Übereinkünften zur Marktaufteilung[79], zu Verkaufspreisen sowie einer Aufteilung von Produktionszonen und Transportkosten festlegten (Al Jazeera 2013: 1). Die Weltwirtschaftskrise und das folgende Konjunkturtief der 1930er Jahre begünstigten das Aufkommen oligopolistischer und kartellierter industrieller Strukturen in der Erdölwirtschaft, deren Hauptfokus – nach Absturz des Erdölpreis – auf präventiven Maßnahmen gegen Überproduktion und Preisvolatilität lag (Morelli 2010: 326).

Im Laufe der 1930er Jahre wurden die Erdöllagerstätten der arabischen Halbinsel durch private (US-amerikanische) Konzerne erschlossen (Zündorf 2008: 11). Laut Smil (2005a: 16) liegt in der Erschließung des Erdöls des Nahen Ostens einer der Wendepunkte (neben dem oben beschriebenen technologischen Wandel) hin zum Umschwung zu einem auf Erdöl basierenden Weltsystem. Bis 1945 waren sieben große Erdölkonzerne aufgestiegen, welche die gesamte Erdölversorgungskette (Erdölproduktion, -transport, -verteilung, -aufbereitung und den Verkauf von Erdöl) beherrschten – die sogenannten „Seven Sisters“[80] (Morelli 2010: 326). Dies waren vertikal integrierte Unternehmungen, die Monopole im Upstream- wie auch im Downstream-Geschäft besaßen (Jung 2011: 89). Der enorme Wissensvorsprung bezüglich technologischer Expertise der IOCs gegenüber den Produzentenländern wurde von den Konzernen ausgenutzt (Witte und Goldthau 2009: 48–49). Dazu ließen langfristige Konzessionen und ungünstig ausgelegte Vertragswerke den Produzentenstaaten bis in die 1950er Jahre hinein kein Mitspracherecht in der Erdölförderung sowie -prospektion und -vermarktung (Witte und Goldthau 2009: 23). Erdöl wurde von den Industrieländern gemeinhin als Wohlstandsmotor angesehen und erlangte folglich auch verstärkt außenpolitische Bedeutung[81] (Jung 2011: 89). Die IOCs konnten mit politischer, finanzieller bis hin zu militärischer Unterstützung der Verbrauchsländer[82] rechnen, ihr Handeln war damit rückversichert (Witte und Goldthau 2009: 23). Die IOCs gaben sich zu den Selbst- bzw. Produktionskosten im Zusammenhang mit Erdöl verschwiegen (Sundaresan 2012: 388). Dadurch war die Gewinnbeteiligung der Produzentenländer marginal und selbst bei den Förderquoten und dem Verkaufspreis des Erdöls blieben sie außen vor (Witte und Goldthau 2009: 23).

3.2.2 Emanzipation der Förderländer und Gründung der OPEC

Ausgehend von Venezuela setzte Mitte des 20. Jahrhunderts eine schleichende Emanzipation der Förderländer ein, die sich flächendeckend ausweitete, so dass auch – nach Neuaushandlungen der Förderbestimmungen – die Anteile der Öleinnahmen der Staaten im Nahen Osten wuchsen[83] (Jung 2011: 89). Das Ergebnis war das sogenannte „Fifty-fifty-Prinzip“: Jeweils 50% der Gewinne verblieben bei den Ölgesellschaften und 50% entfielen auf die Produzentenländer[84] (Brökelmann 2010: 310–311). Brücher (2009: 99) sieht diesen Schritt als „Vorstufe der Verstaatlichung[en]“, die sich jedoch erst mit „der wachsenden […] Wahrnehmung der schrumpfenden Ölvorräte und deren politischer Instrumentalisierung“ ab den 1970er Jahren vollends entfalteten. Anfang der 1960er Jahre lagen laut Nye und Welch (2011: 259) die Entscheidungen über die Produktionsrate noch weiterhin bei den IOCs und der Ölpreis richtete sich nach den Bedingungen und der Nachfrage der Konsumentenländer.

Schrittweise traten sogenannte „Independents“ in den Erdölmarkt ein, transnationale Unternehmen, die in Konkurrenz zu den Seven Sisters aufstiegen (Nye und Welch 2011: 261). Das setzte einen Preiskampf in Gang, der bewirkte, dass die Förderabgaben sogenannte „Royaltys“, die sich aus dem Verkaufspreis des Erdöls errechneten, an die Förderländer schrumpften (Morelli 2010: 340).

In direkter Reaktion darauf gründete sich 1960 die „Organization of the Petroleum Exporting Countries“ (OPEC)[85] als Interessenvertretung einiger Förderländer[86] (Morelli 2010: 340). Sie fiel zusammen mit einer Phase des globalen Wirtschaftswachstums und gleichzeitig der Entkolonialisierung, die einen wichtigen Impuls dazu beitrug, den Einfluss der Seven Sisters weiter zu verringern[87] (Brücher 2009: 99). Die Gründung der OPEC wird verschieden bewertet: Jung (2011: 88) bezeichnet die OPEC als reines „Zweckbündnis“ von Staaten, deren Volkswirtschaft nur auf ein Exportgut[88] gerichtet seien, das Erdöl. Zündorf (2008: 7) hingegen versteht die „OPEC als internationales Kartell der Exportstaaten und Gegenmacht[89] zu den […] Konzernen der Industrieländer“. Pointierter äußert sich Huber (2011: 819) in diesem Zusammenhang, der die OPEC als institutionellen Mechanismus versteht, der die Ölproduktion bewusst beschränken soll.

Letztlich sind laut Meßmer (2012: 2) mit der Zeit in allen OPEC-Mitgliedsstaaten die Erdölindustrien verstaatlicht[90] worden, um so eine möglichst umfangreiche politische Kontrolle über das Ölgeschäft ausüben zu können, wodurch die IOCs in der Konsequenz gegenüber den neuen „National Oil Companies“ (NOCs) an Macht verloren.

3.2.3 Ölkrisen der 1970er Jahre und Machtstellung der OPEC

Besonderes deutlich wurde der Kontrollverlust der IOCs und der Industrieländer zugunsten der OPEC Anfang der 1970er Jahre in der sogenannten „Ersten Ölkrise“. Die OPEC machte dabei Erdöl 1973 zur geopolitischen Waffe[91] (Sundaresan 2012: 388), indem Ölembargos gegen israelfreundliche Länder[92] erlassen wurden (Nye und Welch 2011: 263). Erdöl hat eine geringe Preiselastizität, da die Exploration und Extraktion sehr zeit- und kapitalintensiv ist (Herz und Drescher 2010: 87). Die Drosselung der Produktion löste somit einen Preisschock aus (Herz und Drescher 2010: 93). Die Produzentenstaaten spielten hierbei ihren Machtvorteil als Anbieter von Erdöl[93] aus, nahmen gleichzeitig jedoch auch massiv Einfluss auf die Weltwirtschaft, bzw. auf Wachstum und Rezession[94] (Witte und Goldthau 2009: 77–78). Durch den Rückgang des Erdölangebots konnte die OPEC die Preise anziehen und ihre Marktmacht rapide ausweiten; das funktionierte solange, bis Marktmechanismen die Preise wieder nach unten regulierten[95] (Nye und Welch 2011: 262).

Bis zu diesem Zeitpunkt war die weltweite Nachfrage nach Erdöl sehr stark gewachsen, brach aber in der Folge der Ersten Ölkrise ein. Nach einer kurzen Phase der Stagnation setzte die Nachfrage ihren Anstieg dann wieder stetig, aber langsamer fort (Campbell 2005: 322).

Ein weiterer Einschnitt erfolgte mit den Ölpreiskapriolen in der Zweiten Ölkrise 1979, nachdem es zum Ausbruch der Iranischen Revolution[96] gekommen war und ein Ausfall der dortigen Produktion befürchtet wurde (Witte und Goldthau 2009: 78). Mittlerweile konnten Förderländer außerhalb der OPEC (v.a. Großbritannien und Norwegen[97] ) zusätzlich Erdöl an die Märkte liefern, so dass Saudi-Arabien in der Folgezeit ab 1980 begann als „Swing Producer“[98] seine Produktion anzukurbeln, um seine Marktanteile[99] zu behalten (Zündorf 2008: 218). 1981 hatte es dadurch bereits 10 mb/d erreicht und seine Schlüsselrolle in der globalen Erdölversorgung gesichert (Bridge und Le Billon 2013: 42). Die Folge war ein großes Überangebot an Erdöl am Markt und die OPEC geriet in Disharmonie zwischen Befürwortern hoher bzw. niedriger Ölpreise (Zündorf: 2008: 218). Im September 1985 ließ Saudi-Arabien die Förderraten schlagartig erhöhen, woraufhin ein Preissturz des Erdöls einsetzte. (Jung 2011: 90).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 10: Darstellung des Verhältnisses von Rohölproduktion und -preis mit dem Basisjahr 1968 (Herz und Drescher 2010: 93)[100]

An den Graphen in der Abb. 10 erkennt man deutlich die Beziehung zwischen den Ereignissen von 1973, 1979 und 1985. Es lassen sich auch die Zusammenhänge zwischen den scheinbar marginalen Produktionsverknappungen und dem unproportionierten Anstieg des Ölpreises ausmachen.

Durch die flächendeckenden Verstaatlichungen der OPEC-Länder fielen die integrierten Versorgungsketten der IOCs[101] auseinander. Offene Märkte existierten während des Oligopols der Seven Sisters nicht. Mit dem Wandel der 1970er Jahre entstanden jedoch viele neue Unternehmen im Upstream- und Downstream-Geschäft, der Erdölhandel nahm zu und geöffnete Ölmärkte[102] wurden komplexer (Bukold 2009a: 320). Mitte der 1980er Jahre sank der Erdölpreis wieder und die OPEC verlor als Preissetzer für Rohöl zusehends an Bedeutung – preisbestimmend wurden die Erdölmärkte (Fattouh 2010: 6). Hinzu kam, dass sich nach Ende des Kalten Krieges[103] neue Fördermöglichkeiten außerhalb des Angebots der OPEC öffneten – insbesondere in Russland und den GUS-Ländern am Kaspischen Meer, was zu mehr Konkurrenz und einem anhaltend gedämpften Ölpreis beitrug (Nye und Welch 2011: 263–264). Das führte dazu, dass mit der Zeit die Versorgungsfrage an Bedeutung abnahm und andere Faktoren in den Fokus rückten. So benennt Smil (2005a: 22) „gesättigte Märkte“, „hohe Förderkosten“ und „ökologische Überlegungen“ als richtungsweisende Faktoren der globalen Erdölversorgung in der Zeit von 1980–2000.

[...]

[1] Ahmed Zaki Yamani war Saudi-arabischer Ölminister von 1962–1986. Das Zitat ist entnommen aus Wilkinson (2008: 664).

[2] Eine ausführliche Darlegung der Schwierigkeiten um die Definition des Begriffs „unkonventionelle Erdöle“ findet sich in Kapitel 4.

[3] An dieser Stelle soll der naheliegende Zusammenhang von Erdöl und Erdgas erwähnt werden. Gerade in Bezug auf Erdgas (v.a. dem Liquified Natural Gas (LNG)) gibt es in jüngster Zeit interessante Entwicklungen, die im Zusammenhang mit der globalen Versorgung fossiler Energieträger stehen und in die Diskussion um deren zukünftige Entwicklung oft eingebracht werden. Jedoch muss in dieser Magisterarbeit davon Abstand genommen werden, eingehender auf diese Thematik, ebenso wie das breite Spektrum der synthetischen Erdöle (Biomass-to-Liquids (BTL), Coal-to-Liquids (CTL), Gas-to-Liquids (GTL), etc.) einzugehen.

[4] Im deutschsprachigen Raum sticht v.a. Brücher (2009) mit seinem Werk „Energiegeographie“ heraus.

[5] Auch realpolitisch fanden Strukturverschiebungen statt. So gab es bis dato bspw. keine westliche Regierung, die ein Ministerium mit Hauptarbeitsbereich zu Energiefragen unterhielt, o.ä. (Smil 2010b: 1).

[6] Eine direkte Konsequenz aus den Forschungsarbeiten lassen sich in der Politik der Deregulierung der 1980er unter Ronald Reagan und Margot Thatcher finden (Erdmann und Zweifel 2008: 12).

[7] Smil hat sich mit dem Verhältnis von Energie und Gesellschaft sehr umfassend, interdisziplinär und gleichzeitig detailliert auseinandergesetzt und findet daher in dieser Magisterarbeit an vielen Stellen Beachtung.

[8] Ein vermehrtes Interesse der Geographie an erneuerbaren Energien lässt sich mitunter dadurch erklären, dass sie oft hochgradig standortgebunden sind (man denke an Wind- und Wasserkraft, Geothermie, etc.) – somit also genuin geographische Probleme ansprechen (Pasqualetti 2011: 974–977).

[9] Aus Sicht von Gebhardt et al. (2013: 466) ließe sich daher auch die Frage nach der Reichweite von Erdöl mit human- nicht nur physisch-geographischen Ansätzen beantworten: „Man nimmt weniger natürliche Knappheit, das heißt geringe verfügbare Vorräte und Reserven, in den Blick als vielmehr strukturelle Knappheiten, also Zugangsbeschränkungen zu Ressourcen als Folge eines Ungleichgewichts der Verteilung von Wohlstand und Macht.“

[10] Der Prozessablauf, der Exploration, Feldentwicklung und Förderung umfasst, wird auch als „upstream“ bezeichnet (BGR 2009: 275). Analog dazu wird alles, was sich auf Aktivitäten ab dem Bereich des Austritts des Erdöls aus dem Bohrloch bezieht (Aufbereitung, Transport, Verarbeitung, Verkauf, etc.) mit „downstream“ umschrieben (BGR 2009: 266).

[11] Je nachdem, welche Kohlenwasserstoffe in der Zusammensetzung des Erdöls dominieren, wird Erdöl als „paraffinisch“, „naphthenisch“ oder „aromatisch“ klassifiziert (Pohl 2005: 424).

[12] Laut Robelius (2007: 18) liegt ihr Entstehungszeitraum in einer Spanne zwischen 570 und 5,3 Millionen Jahren vor heute. Dies entspricht somit in etwa dem Zeitraum seit Beginn des Phanerozoikum. Wobei Rothe (2010: 39) anführt, dass das heutzutage geförderte Erdöl zu etwa 60% aus känozoischen und etwa zu 25% aus mesozoischen Gesteinen gefördert wird. Das restliche Erdöl entstammt paläozoischen Gesteinen. Somit werden v.a. – auf geologischen Skalen – jüngere Erdöle abgebaut, bspw. aus den Formationen an den Südrändern der asiatischen Gebirge sowie aus denen der Karibik (dazu zählen u.a. die Erdölprovinzen des Nahen Ostens und des Golf von Mexiko).

[13] Laut Pohl (2005: 432) haben lakustrische Sedimente – quantitativ gesehen – nur eine geringe Bedeutung.

[14] Rothe (2010: 35) erwähnt, dass sich heutzutage ideale Grundbedingungen für die Bildung von Erdöl am Grund des Schwarzen Meers finden. Seine Beschaffenheit mit zwei stillen, 2.000 m tiefen Zentren, welche von Meeresströmungen umkreist werden, sei ideal für die Anlagerung abgestorbenen, organischen Materials (Pohl 2005: 431). Auf dem Grund herrschen euxinische Bedingungen und der Anteil der organischen Substanz liege zwischen 23–35% (Pohl 2005: 431). Ähnlich günstige Bedingungen sieht Littke (2010: 21) im ostafrikanischen Tangajika-See.

[15] Laut Rothe (2010: 35) beträgt der organische Kohlenstoffanteil darin im Schnitt häufig mehr als 10%.

[16] Laut Bjørlykke (2010b: 341) liegt dieser bei durchschnittlich 30–40 °C je km. Er gibt aber an gleicher Stelle zu bedenken, dass in Abhängigkeit von der tektonischen Gesamtlage des Versenkungsorts, der geothermische Gradient nur bei 20–25 °C je km liegen kann.

[17] Pohl (2005: 429–430) unterscheidet vier Typen von Kerogenen Typ I: Alginite, Typ II: Liptinite, Typ III: Vitrinite und Typ IV: Inertinite, die jeweils unterschiedliche chemische Qualitäten aufweisen und dadurch – unter gleichen geologischen Rahmenbedingungen – zu verschiedenen Endprodukten (bspw. Erdöl oder Erdgas) führen können. Bjørlykke (2010b: 340) hingegen unterscheidet nur drei Kerogenarten, indem er den von Pohl angeführten vierten Typ ausklammert. Er betont, dass Kerogen des Typ I v.a. charakteristisch für die Bildung von Ölschiefern sei. Insgesamt lassen sich die unterschiedlichen Kerogene nach ihrem Verhältnis Wasserstoff/Kohlenstoff (H/C) und Kohlenstoff/Sauerstoff (O/C) anhand des van Krevelen-Diagramms darstellen (vgl. Littke 2010: 20–21). Es wird hier der Vollständigkeit halber erwähnt, aus Platzgründen soll jedoch nicht näher darauf eingegangen werden.

[18] Der Terminus „Cracking“ wird an dieser Stelle insofern genannt, da es sich dabei auch um einen relevanten Prozess in der Aufbereitung von Erdöl durch Raffinerien handelt. Der natürliche Prozess wird dort nachgebildet und künstlich durchgeführt (siehe Kapitel 2.2.3).

[19] Rothe (2010: 40) bezieht sich auf eine amerikanische Studie, die anhand einer Radiokarbondatierung festgestellt haben will, dass es im südkalifornischen Meeresbecken bei Santa Barbara eine Erdölprovinz gibt, dessen Erdöl innerhalb von 4.000 Jahren aus Erdölmuttergestein zu Erdöl gereift sei.

[20] Bei Erdgas gibt es laut Brücher (2009: 101) zwei wesentliche Kategorien zu beachten: 1.) Erdgas, welches in Tiefen zwischen 4.000 und 8.000 m entsteht (meist in Verbindung mit Kohleflözen) und 2.) mit Erdöl assoziiertes Gas, das zu über 80% aus Methan (CH4) besteht. Rothe (2010: 41) bezeichnet Erdgase, die mit Erdöl assoziiert sind, als „Erdölgase“. Letztere sind laut Pohl (2005: 426) ganz oder teilweise in Erdöl gelöst und erst wenn die Lösung gesättigt ist, kann sich das Gas in einer sogenannten „Gaskappe“ über dem Ölhorizont ablagern.

[21] Richter (1992: 134) spricht hingegen bereits von „Maturität“ des Erdöls, wenn solches im Erdölmuttergestein Prozesse wie Cracking oder Gasverlust, etc. durchläuft und dadurch reift.

[22] Diese Umstände sind insofern erwähnenswert, als das bei der späteren Betrachtung der Raffinierung und der Aufarbeitung unkonventioneller Erdöle der thermischen Bearbeitung der Kohlenwasserstoffe eine besondere Rolle zukommt.

[23] Pohl (2005: 434) hält jedoch fest, dass Temperatur- und Tiefenangaben für die Reifung der Kerogene immer in Relation zu anderen Einflussgrößen gesehen werden müssen, bspw. kinetischen Faktoren (Überdruck) oder zeitlichen (Dauer der Einwirkung). Somit sind die Maßangaben als Richtwerte zu verstehen, die je nach Rahmenbedingungen in den Erdölprovinzen unterschiedliche Ausprägungen haben können.

[24] Pohl (2005: 436) erwähnt, dass durch geochemische Untersuchung festgestellt wurde, dass vom Entstehungs- zum Fundort, dass Erdöl bis über 100 km weit wandern kann.

[25] Salzgesteine besitzen eine sehr geringe Durchlässigkeit, solange es keine übermäßige Wasserbeimengung erfährt (Littke 2010: 19). Wichtig wird diese Tatsache bspw. bei den Ölfeldern im Santos-Becken vor Brasilien (siehe Kapitel 4.5).

[26] Liegt bspw. eine hohe Porosität, jedoch nur eine niedrige Permeabilität vor, besteht jedoch die Möglichkeit durch Hydraulic Fracturing Erdöle zu fördern (Pohl 2005: 441).

[27] Ähnliches gilt für Erdgas. Kohlevorkommen sind hingegen global deutlich gleichmäßiger verteilt (Rempel 2008: 23).

[28] Brücher (2009: 101) gibt in diesem Zusammenhang zu bedenken, dass nur geschätzte 1% des entstandenen Erdöls sich beim Aufstieg tatsächlich in solchen geologischen Fallen verfängt und im Speichergestein ablagert.

[29] Campbell (2005: 49) schätzt, dass nur ein Millionstel des gebildeten Erdöls sich tatsächlich in einer Lagerstätte akkumuliert.

[30] Des Weiteren sind einige Begriffe geläufig, die kurz definiert werden sollen: Unter „Original Oil-in-Place“ (OOIP) versteht man die sich zu Beginn der Förderung im Boden befindlichen Mengen an Rohöl. Zieht man davon bereits gefördertes Öl ab, erhält man das „Oil-in-Place“ (OIP). Die „Ultimately Recoverable Resources“ (UUR) (manchmal wird auch synonym von der „Estimated Ultimate Recovery“ (EUR) gesprochen) bestehen wiederum als Teilmenge aus bereits gefördertem Erdöl und den als noch förderwürdig angesehenen Erdölmengen, die sich in der Lagerstätte befinden (Bukold 2009a: 93).

[31] Brücher (2008: 4) benennt dieses Verhältnis aus punktuell angeordneten Lagerstätten und flächendeckender Verteilung des Erdöls als „energy for space“.

[32] Rice und Tyner (2011: 211) lassen mögliche Probleme erahnen wenn sie schreiben: „Oil extraction creates enclave spaces, isolated from local labour, industries and governance, but exposed to foreign capital.“

[33] Um die Stringenz der Arbeit zu wahren, soll an dieser Stelle darauf jedoch nicht weiter eingegangen werden. Eine Darlegung von potentiellen Konfliktaspekten v.a. in sogenannten „Entwicklungsländern“, bzw. Staaten ohne sogenannte „Good Governance“ findet sich bspw. bei Le Billon (2003).

[34] In Westsibirien – v.a. in der Nadym-Pur-Tas-Region – konzentriert sich zudem 85% der russischen Erdgasförderung (Götz 2011: 20–21).

[35] Laut Nye und Welch (2011: 259) entfallen davon wiederum Zweidrittel der erwiesenen Reserven auf den Persischen Golf.

[36] Sowie laut Cramer (2010: 8) knapp 70% der bekannten Weltreserven konventionellen Erdgases.

[37] Der Supergiant Burgan in Kuwait wurde bereits 1938 entdeckt und liefert bis heute Erdöl (Jung 2011: 89). Das größte Erdölfeld der Welt trägt den Namen „Ghawar“ und liegt in Saudi-Arabien (Robelius 2007: 75).

[38] Aus Daqing wird bereits seit 1960 gefördert und es beherbergt weiterhin 14% der chinesischen Erdölreserven (Nötzold 2011: 85).

[39] Zwar sind die USA einer der größten Erdölproduzenten, gleichwohl aber auch der größte Einzelverbraucher von weltweit, so dass all das in ihrem Land produzierte Erdöl verbraucht und zusätzlich Erdöl importiert wird (Zündorf 2008: 20).

[40] Saudi-Arabien ist der größte Nettoexporteur von Erdöl weltweit (Mileva und Siegfried: 2012: 387).

[41] Kanada ist seit 1999 der wichtigste Erdöllieferant für die USA. Es exportiert fast 99% seines produzierten Erdöls in die USA, was einen Anteil von 22% der US-amerikanischen Erdölimporte ausmacht (Braml 2012: 145). Ein weiteres Achtel (wiederum 80% des mexikanischen Erdölexports) stammt aus Mexiko (Braml 2012: 148). Venezuela (bei einem Anteil von 43% seiner Erdölexporte) ist der fünftwichtigste Erdöllieferant der USA (Braml 2012: 149–151).

[42] Laut Khelil (2012: 8) bezogen die USA 2012 ca. 22% ihrer Erdölimporte aus Afrika. Dabei ist das Verhältnis oft reziprok, so schreibt Braml (2012: 140) bspw. dass etwa 40% der Erdölexporte Nigerias in amerikanischen Raffinerien landen.

[43] Zu einer genauen Aufschlüsselung der aktuellen Zahlen über die deutsche Produktion bzw. den Import und die Förderunternehmen von Erdöl siehe BGR (2013b: 28–29).

[44] Aserbaidschan und Kasachstan wiederum bilden eine Ausnahme und versorgen – ohne Zugang zu Seehäfen – v.a. die europäischen Märkte, da dorthin bereits eine passable Infrastruktur an Pipelines besteht (Mileva und Siegfried 2012: 388).

[45] Laut Braml (2012: 132) bezieht China den größten Teil seines Erdöls aus Saudi-Arabien, gefolgt von Angola und Iran.

[46] Khelil (2012: 8) zufolge sind es bereits 30% (Stand: 2012) die China aus Afrika bezieht. Indien dagegen bezieht 12% seiner Erdölimporte alleine aus Nigeria (Stand: 2012) (Vines 2012: 10).

[47] Bouzarovski und Bassin (2011: 787) äußern sich zur geographisch vorteilhaften Lage Russlands als Erdölexportland wie folgt: „[...] Russia lies adjacent to some of the most populous regions of the world – western Europe and east Asia – which themselves lack indigenous hydrocarbon resources despite rising levels of domestic energy use. The dramatic spatial differential between these geographical realms provides the main supporting factor for Russia’s dominant role as an energy exporter with respect to its neighboring countries.”

[48] Der chinesische Markt wird dabei v.a. aus Vorkommen Indonesiens, Australiens, Myanmars und Papua-Neuguineas bedient (Braml 2012: 123).

[49] Ähnliches gilt für das Pipelinenetz südlicher GUS-Staaten, so sind Kasachstan, Turkmenistan, Aserbaidschan zwar zu großen Erdölproduzenten aufgestiegen, sind aber an das ehemals sowjetische Pipelinenetz gebunden (Bouzarovski und Bassin 2011: 789).

[50] Hinzu kommt ein nicht unbedenklicher Teil von Erdölverbrauch, den der Betrieb der Pipelines selbst verbraucht. Bukold (2009b: 80) schätzte diesen global auf ca. 1 mb/d ein (Stand: 2006). Laut Haas (2009: 6) sind die Kosten bei einer etablierten Leitung im Vergleich zum Transport auf dem Seeweg wiederum günstiger.

[51] Laut Haas (2009: 6) beschleunigen sie den Erdöltransport durch Verkürzung der Tankerrouten und ihnen kommt oft auch eine strategische Bedeutung zu. Siehe auch Kapitel 4.2.4 zur die Bedeutung von Pipelines beim Ölsandabbau in Kanada.

[52] Adolf (2011: 355) hält am Beispiel der Straße von Malakka fest, wie wichtig für einige Staaten die Suche nach alternativen Erdölbeschaffungswegen ist. So schreibt er von chinesischen Bemühungen sich über den Landweg durch Kasachstan mit Erdöl via Pipeline versorgen zu können, im Falle einer militärischen Sperrung der Straße von Malakka im Konfliktfall.

Laut Braml (2012: 138–140) tritt aus Sicht der USA hingegen Afrika in den Fokus. Sie festigen dort zunehmend ihre militärische Präsenz (wenngleich ihr Hauptquartier „Africa Command“ (Africom) in Stuttgart eingerichtet wurde) und sichern an neuralgischen Punkten (bspw. in Dschibuti oder auf Ascension) die Transportrouten für Erdöl. Bis 2015 wollen die USA etwa ein Viertel ihrer Erdölimporte aus Afrika zu beziehen (Braml 2012: 140).

[53] Die wichtigste Technik ist die „fraktionierte Destillation“ (Pohl 2005: 423). Die Kohlenstoffmoleküle im Rohöl werden durch abwechselndes Erhitzen und Abkühlen ihrer Größe nach sortiert (Bukold 2009a: 76). Dabei ergeben verschiedene Siedepunkte unterschiedliche Endprodukte. Leichtbenzin liegt bei 0–120 °C, Schwerbenzin bei 120–90 °C, Kerosin bei 190–260 °C, Diesel bei 260–360 °C, Schmieröle bei 360–530 °C – darüber hinaus findet sich nur noch nicht destillierbarer asphaltischer Rückstand (Pohl 2005: 424). Prozesse der Destillation führen jedoch unweigerlich zu einer „Kuppelproduktion“, die automatisch verschiedene Erdölprodukte generiert, die jedoch nicht unbedingt alle in gleichem Maße nachgefragt werden, bzw. preislich stark variieren (Bukold 2009a: 76). Bspw. wird schweres Heizöl v.a. im Winter benötigt, die Nachfrage ist somit saisonal (Cairns und Calfucura 2012: 571). Neben der Destillation von Erdöl spielen auch Prozesse des thermischen und katalytischen Crackens eine große Rolle (Pohl 2005: 423–424). Cracking wurde 1891 von Wladimir Schuchow patentiert und 1909 insofern verbessert, dass man bis zu 45% des Inputs an Rohöl zu Benzin synthetisieren konnte (Brökelmann 2010: 64). Das „catalytic cracking“ wurde 1936 eingeführt und ist die Standardmethode der Ölraffinierung geblieben (Smil 2005a: 18). Laut Bukold (2009a: 77–78) werden Prozesse des Crackens „Konversion“ genannt.

[54] Wichtig ist festzuhalten, dass die Industriestaaten zwar alle einen hohen Erdölverbrauch haben, jedoch unterschiedliche Erdölprodukte nachfragen. Dementsprechend ist auch der Anspruch an die Raffinerietechnik regional verschieden. So sind bspw. in den USA v.a. Anlagen im Betrieb, die einen hohen Anteil an Benzin und schwerem Rohöl produzieren, Europa setzt hingegen auf Raffineriestrukturen, die fokussiert sind auf Diesel und Heizöle, wohingegen Japan schweres Heizöl (Stromerzeugung) und Schiffsdiesel präferiert (Bukold 2009a: 80).

[55] Solche Grenzen können sich in vielfältiger Hinsicht aufzeigen, bspw. in Bezug auf Energieeffizienz, Populationsgröße oder Transportsysteme, etc. (Brücher 2008: 5).

[56] Man denke einerseits an die Grenzen menschlicher Arbeitsenergie und Erzeugung der Nahrungsgrundlage, andererseits an Einschränken, bspw. im Holzverbrauch und dessen Reproduktionsraten (Brücher 2008: 5).

[57] Smil (2005a: 19) gibt an dieser Stelle zu bedenken, dass die Länder untereinander voneinander abweichend hohe Anteilsraten haben. Das führt dazu, dass „low-income countries“ – trotz niedrigeren Pro-Kopf-Verbrauchs von Erdöl – ungleich stärker von Erdöl abhängig sind, da ihre Energieerzeugung oftmals sehr viel schwächer diversifiziert ist als die von wohlhabenden Staaten.

[58] Letztlich muss man bei solchen Aussagen Möglichkeit und Wirklichkeit (gerade in Bezug auf wirtschaftlich schwache Länder) kritisch hinterfragen. Aus der Perspektive des technisch Möglichen, kann man seiner Aussage aber beipflichten.

[59] Angeführt seien die technischen Probleme, die sich derzeit mit dem Ausbau des Stromnetzes oder der Speicherung elektrischer Energie ergeben (vgl. dazu: Geden und Dröge 2010: 21ff.)

[60] Näheres dazu in Kapitel 3.3.1

[61] Erdmann und Zweifel (2008: 141) halten fest, dass nachhaltiges Wirtschaften im engeren Sinne bei Erdöl als nicht-erneuerbarer Ressource natürlich nicht möglich ist, in abgeschwächter Form kann man den Begriff insofern jedoch verwenden, als dass man von einer Geschwindigkeit der Extraktion von Erdöl ausgeht, die die Nutzung durch zukünftige Generationen noch miteinbezieht.

[62] Für eine umfassende Ausführung über die Zusammenhänge von CO2-Ausstoß und der Verbrennung von Erdöl sowie der Veränderung des Weltklimas siehe Aleklett et al. (2012: 233ff.) u.a. mit Bezug auf das Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) der Vereinten Nationen. Auch der Stern-Report wird für den Zusammenhang von Erdölverbrauch und Klimaerwärmung oft angeführt (bspw. bei Wilkinson 2008).

[63] In dieser Magisterarbeit wird davon ausgegangen, dass ein direkter Zusammenhang zwischen vermehrtem und anthropogen verschuldetem Ausstoß von CO2 und der Erwärmung des globalen Klimas besteht.

[64] Vorindustrielle Gesellschaften, die vollständig auf erneuerbare Energiequellen angewiesen waren, wurden mit ökologischen Problemen nur in bedingtem Maße konfrontiert (bspw. flächenmäßiger Entwaldung, Bodenerosion, o.ä.). Zudem kommt, dass die Auswirkungen lediglich lokal auftraten (Smil 2010a: 106). Das Problem der Klimaerwärmung durch hohen CO2-Ausstoß ist hingegen zu einem globalen Problem geworden.

[65] Die Kondratieff-Zyklen beschreiben – in Anlehnung an die Theorie der „langen Wellen“ des Ökonomen Josef Schumpeter – einen Auf- und Abschwung von technologischen Basisinnovationen, die in zyklischen Abständen von knapp 60 Jahren seit der industriellen Revolution den gesellschaftlichen Stand der Technik geprägt haben und bis jetzt in vier abgeschlossenen langen Wellen auftraten (Palme und Musil 2012: 286–287). Laut Knox und Marston (2001: 334) sind die Abstände zwischen „langen Wellen“ zwischen 50 und 70 Jahre lang.

[66] Diese Innovationen entsprangen Zentren ausgehend von den westlichen Industrieländern. In der dritten langen Welle v.a. aus Deutschland, England, den Niederlanden und den USA, in der vierten langen Welle insbesondere aus den USA, Japan und Deutschland (Palme und Musil 2012: 287).

[67] Bei den ersten Entwicklungen des Automobils standen sich mehrere Konzepte teils diametral gegenüber. So wurden elektrisch-, dampf- oder mineralölbetriebene Vehikel gleichermaßen konzipiert (Smil 2010b: 18). Letztlich setzte sich jedoch die Verwendung des Verbrennungsmotors durch, v.a. mit der Produktion des „Model T“ durch Henry Ford 1908 (Smil 2010b: 19). Ausschlaggebend waren unter anderem der bereits erwähnte hohe Wirkungsgrad (Energiedichte) von Erdöl, ebenso die technische Anpassungsfähigkeit (einsetzbar bei kleinen wie großen Motoren) und der problemärmere Betriebsablauf, was letztlich die Konstruktion leistungsfähiger Verkehrsmittel ermöglichte (Schindler 2009: 765).

[68] Brökelmann (2010: 47) beschreibt es etwas pathetisch, dafür umso anschaulicher als „Symbiose von Mensch und Maschine“.

[69] Bukold (2009b: 78) gibt an, dass vom Treibstoffverbrauch des Schiffsverkehrs ca. 80% auf den internationalen Handelsverkehr entfallen.

[70] Unter allen global gehandelten Energierohstoffen hat Erdöl einen Anteil von über 60% (Stand: 2005), bei einem Anteil von 50% (Stand: 2005) der Energieträger am globalen Handel (Dittrich 2010: 87–88). Demnach umfasst Erdöl ein Viertel des globalen Handels.

[71] Einen sehr anschaulichen Überblick über die Geschichte der Erdölförderung gibt Bertram Brökelmann in seiner ausführlichen und detailreichen Monographie „Die Spur des Öls. Sein Aufstieg zur Weltmacht“ (2010).

[72] Für gewöhnlich wird die Bohrung am 28.08.1859 in Titusville angegeben (Brökelmann 2010: 46).

[73] Die USA blieben bis 1971 der größte Erdölproduzent der Welt (Nye und Welch 2011: 260).

[74] Ende der 1880er Jahre wurde dort etwa die Hälfte der US-amerikanischen Erdölproduktion erreicht (Brökelmann 2010: 73).

[75] In direkter Folge auf den Fund gründete sich die Anglo-Persian Oil Company am 14. April 1909, die heute unter dem Namen „BP“ firmiert (Brökelmann 2010: 104).

[76] Wie viel konventionelles Erdöl insgesamt bereits (Stand: 2005) gefördert wurde, verdeutlicht Brücher (2009: 101) in einem anschaulichen Beispiel. Demnach würden zusammengenommen alle „einst verfügbaren Reserven […] einen Würfel von etwa 7 km Kantenlänge füllen – gerade mal den Genfer See, ein Pünktchen auf der Weltkarte […]“ (Brücher 2009: 101, zit. nach Campbell 2005: 49 und 316).

[77] Politische Rahmenbedingungen für die Erdölförderung wurden auch anderweitig geschlossen, Makhijani et al. (2007: xx [sic]) schreiben dazu: „Oil and democracy never mixed in the Middle East. Its very map and political arrangements were created by the West […] with an eye on oil”, in Anspielung auf das Sykes-Picot-Abkommen.

Im Sykes-Picot-Abkommen von 1916 teilten die Großmächte Frankreich und Großbritannien im Ausdruck imperialistischer Politik ölreiche Provinzen des scheidenden Osmanischen Reiches als Mandatsgebiete untereinander auf (Zündorf 2008: 141–142).

[78] In Achnacarry fanden sich Henry Deterding Mitbegründer der Royal Dutch Shell, Sir John Cadman Direktor der Anglo-Persian Oil Company (spätere BP) und Walter C. Teagle Repräsentant von John D. Rockefellers Standard Oil Company (spätere Exxon bzw. ExxonMobil) zusammen (Al Jazeera 2013: 1).

[79] Weitere wichtige Etappen waren das „Red-Line agreement“ von 1928 und das „Gulf Plus system“ von 1934 (Sundaresan 2012: 388).

[80] Sie umfassten: „BP, Shell, Texaco, Gulf und die Standard-Oil-Gesellschaften von New York (Mobil), New Jersey (Esso) und California (Chevron)“ (Brökelmann 2010: 341). Es finden sich in der Literatur mitunter verschiedene Bezeichnungen für die einzelnen Unternehmen, das liegt v.a. daran, dass im Laufe der Jahrzehnte immer wieder fusionierten, sich auflösten oder umbenannten. Bspw. hieß „BP“ bis 1998 „British Petroleum Company“ (Steinberg 2011: 14), die „British Petroleum Company“ wiederum entstand 1954 aus der „Anglo-Iranian Oil Company“ (Brökelmann 2010: 325).

[81] Aus militärischer Sicht hingegen war Erdöl für die Industrieländer bereits seit dem Ersten Weltkrieg ein strategisches Gut (Witte und Goldthau 2009: 49).

[82] Zündorf (2008: 11) spricht hier von einer „festen, machtpolitisch abgesicherten Einbindung“ der Lagerstätten in die Weltwirtschaft.

[83] Nye und Welch (2011: 261) führen an, dass über die Jahrzehnte ein Transfer von operationalem Know-how (bspw. wie Erdölförderstätten oder Verladedocks betrieben werden, etc.) einen wichtigen Teil zur schrittweisen Loslösung und Stärkung der Verhandlungsposition der Produzentenländer beigetragen hat.

[84] Im Dezember 1950 wurde ein entsprechendes Übereinkommen mit Saudi-Arabien erzielt und 1952 ebenso jeweils mit Kuwait und dem Irak (Brökelmann 2010: 310–311). In Iran hingegen vollzog sich eine andere Entwicklung, die in die Verstaatlichung der vormals britischen Ölbetriebe durch Mohammed Mossadegh 1951 und der Gründung der National Iranian Oil Company (NIOC) führte (Brökelmann 2010: 320–321). Die Briten reagierten daraufhin mit einem Handelsboykott für iranisches Erdöl (Brökelmann 2010: 323). Mossadegh wurde jedoch durch einen Staatsstreich wieder abgesetzt und es kam am 19.09.1954 auch hier zu einer „Fifty-fifty-Regelung“ zwischen privaten internationalen (und ausschließlich westlichen) Ölgesellkonsortien und dem iranischen Staat (Brökelmann 2010: 325).

[85] Eine ausführliche Darstellung zu den Zusammenhängen rund um die OPEC findet sich bei Jan Martin Witte und Andreas Goldthau in „Die OPEC. Macht und Ohnmacht des Öl-Kartells“ (2009).

[86] Gründungsmitglieder waren: Iran, Irak, Kuwait, Saudi-Arabien und Venezuela (Erdmann und Zweifel 2008: 191) Mittlerweile umfasst die OPEC zwölf Mitgliedsstaaten: Algerien, Angola, Ecuador, Iran, Irak, Kuwait, Libyen, Nigeria, Katar, Saudi-Arabien, die Vereinigten Arabischen Emirate und Venezuela (Witte und Goldthau 2009: 16)

[87] Dennoch beherrschten die Seven Sisters in den 1960er und 1970er Jahren immer noch den globalen Ölmarkt (Brökelmann 2010: 341), so entfielen auf sie 1960 noch etwa 90% der weltweiten Fördermenge (Séréni 2012: 24).

[88] Einige OPEC-Länder sind wirtschaftlich äußerst schlecht diversifiziert und dementsprechend massiv vom Export von Erdöl abhängig. Bspw. beträgt in Saudi-Arabien der Anteil von Erdöl an den Gesamtexporten 85%, in Kuwait 95% und in Algerien sogar 98% (Jung 2011: 91). Es handelt sich dabei also um sogenannte „Rentierstaaten“, deren finanzielle Grundlage in diesem Fall nicht auf Steuern, sondern auf den Einnahmen aus dem Verkauf von Erdöl beruht (Zündorf 2008: 22–23).

[89] Laut Zündorf (2008: 11) erreicht diese Gegenmacht ihren Höhepunkt mit der Ersten Ölkrise 1973.

[90] In Mexiko ging die Ölindustrie bereits 1938 in staatliche Hände über (Witte und Goldthau 2009: 16). Die Iraq Petroleum Company wurde 1972 verstaatlicht (Brökelmann 2010: 336). Die National Iranian Oil Company wurde Ende 1972 durch Mohammad Reza Schah Pahlavi vollständig verstaatlicht (Brökelmann 2010: 328). In Saudi-Arabien erfolgte die Verstaatlichung hingegen schrittweise. Der saudische Ölminister Ahmed Zaki Yamani setzte 1973 eine 25%ige Staatsbeteiligung an Aramco durch, die 1974 auf 60% erhöht wurde, bis 1980 – nach einer Entschädigungszahlung von 1,5 Mrd. US-Dollar – Aramco zu 100% in Staatseigentum überging (Brökelmann 2010: 312–313). Malaysia schuf die staatseigene Petronas 1974 und Venezuela verstaatlichte PDVSA 1976 (Bridge und Le Billon 2013: 41).

[91] In Folge des Jom-Kippur-Krieges zwischen Ägypten, Syrien und Israel erhöhten sechs Golfstaaten den Erdölpreis schlagartig von 2,90 auf 5,11 US-Dollar bei gleichzeitiger Drosselung der Produktion (Jung 2011: 89–90).

[92] Insbesondere gegen die USA und die Niederlande (Zündorf 2008: 215).

[93] Hinzu kam, dass die USA – welche 1971 noch der größte Erdölproduzent der Welt waren – zu dieser Zeit bereits ebenfalls Erdöl importieren mussten und andere (westliche) Länder dadurch nicht mehr mit Erdöl versorgen konnten (Nye und Welch 2011: 260–261). Der Schwerpunkt der globalen Erdölversorgung verschob sich dabei vom Golf von Mexiko zum Persischen Golf, ebenso wie der Einfluss auf dem Weltmarkt (Braml 2012: 159).

[94] In direkter Folge der Ersten Ölkrise wurde daher die IEA gegründet. Sie sollte als institutionelle Informationssammelstelle und Agentur zum Krisenmanagement dienen. Zudem verpflichteten sich die Mitgliedsländer zur Schaffung einer strategischen Erdölreserve, die den Nettoerdölimport von 90 Tagen abdecken konnte (Zündorf 2008: 216–217).

[95] Die zwangsweise entstandenen Engpässe konnten teilweise dadurch entschärft werden, dass die Ölkonzerne das gehandelte Öl verhältnismäßig ausgeglichen in den betroffenen Ländern verteilten, so dass kein länderspezifischer Öl-Mangel entstand. Nye und Welch (2011: 262) schätzen, dass die Industrieländer im Schnitt zwischen 7–9% unterhalb ihres Bedarfs an Erdöl zur Verfügung hatten. Der Hauptgrund dafür lag darin, dass die Ölkonzerne eine Verstaatlichung in anderen Produktionsländern fürchteten, würden sie einzelne Länder – im Besonderen ihr jeweiliges Stammland – bevorzugt beliefern (Nye und Welch 2011: 262).

[96] 1979 kam es aufgrund von sozialer Unzufriedenheit im Iran zum Putsch des Ajatollah Ruhollah Musavi Chomeini gegen den iranischen Schah, in dessen Folge Ölförderung und -export im Iran zusammenbrachen, was im Laufe der Jahre 1979/1980 zu einer Verdopplung des Ölpreises führte (Brökelmann 2010: 330–331).

[97] Zudem hatte 1974 die UdSSR die USA als größter Erdölproduzent überholt (Brökelmann 2010: 311).

[98] Saudi-Arabien gilt als sogenannter „Swing Producer“, der kurzfristig seine Erdölproduktionsraten erhöhen kann (Jung 2011: 90).

[99] Meßmer (2012: 31) führt an, dass zwischen den 1970ern und 1990ern der Produktionsanteil der OPEC-Staaten von 50% auf 40% zurückgegangen ist. Laut Zündorf (2008: 218) sogar bis auf 30%.

[100] Die Y-Achse ist auch im Original nicht beschriftet, aus dem Kontext der Grafik ergibt sich aber, dass die Werte als Verhältniszahlen gedacht sind.

[101] Gegen Ende der 1990er Jahre begannen die großen IOCs schließlich zur Erzielung von Kostensenkungen und Synergieeffekten zu fusionieren: Exxon und Mobil (1999), Total, Elf und Fina (1999–2000), BP und Amoco (1998), Chevron, Texaco und Gulf (2001) und Conoco und Phillips (2002) (Erdmann und Zweifel 2008: 191).

[102] Eine genaue Aufschlüsselung über die Variationen und Entstehungszusammenhänge des globalen Erdölmarkts gibt Bukold (2009a: 285ff.).

[103] Brökelmann (2010: 338) legt sogar vorsichtig nahe, dass zwischen dem wirtschaftlichen Abstieg (bis hin zur Staatsauflösung) der stark erdölexportabhängigen UdSSR und dem niedrigen Ölpreisen der 1980er Jahre ein Zusammenhang besteht. Die UdSSR implodiert demnach durch niedrige Ölpreise.

Ende der Leseprobe aus 174 Seiten

Details

Titel
Unkonventionelle Erdöle. Neue Variablen der globalen Erdölversorgung
Hochschule
Johannes Gutenberg-Universität Mainz  (Geographisches Institut)
Note
1,0
Autor
Jahr
2014
Seiten
174
Katalognummer
V275051
ISBN (eBook)
9783656672548
ISBN (Buch)
9783656672517
Dateigröße
3302 KB
Sprache
Deutsch
Schlagworte
Unkonventionelles Erdöl, Globaler Erdölmarkt, Wachstumskritik, Club of Rome, Erdölressourcen, Technologische Entwicklung, Schieferöl, Schwerstöl, Ölschiefer, Ölsand, Kanada, Venezuela, USA, Arktisches Erdöl, Erdöl, Arktis, Erdöl Russland, Tiefseeerdöl, Tiefstsee, Erdöl Golf von Guinea, Erdöl Golf von Mexiko, Hydraulic Frackturing, Fracking, Peak Oil, ASPO, OPEC, American Petroleum Institut, Erdölgenese, Association for the Study of Peak Oil and Gas, BGR, EOR, Enhanced Oil Recovery, CERI, DERA, EIA, IEA, IOC, NOC, Brent, WTI, OOIP, URR, SAGD, Geographie, Erdöl Raum, Erdöllagerstätten, Erdöl Meerengen, Globales Erdölsystem, Geschichte Erdölförderung, Geschichte Erdölhandel, Ölkrise, Ölkrise 1973, Ölpreis, Dritter Ölpreisschock, Grenzen des Wachstums, Kritik an technologischer Innovation, Erdölnachfrage, Erdölangebot, New Fossil Fuel Frontiers, Erdöl aus der Tiefsee
Arbeit zitieren
Tim Wirth (Autor:in), 2014, Unkonventionelle Erdöle. Neue Variablen der globalen Erdölversorgung, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/275051

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