Öl und Gas aus frischen Quellen. Wirtschaftliche Folgen des Frackings


Fachbuch, 2016
311 Seiten

Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Fracking – Umstrittene Methode der Schiefergasförderung und deren potentielle Auswirkungen auf den deutschen Erdgasmarkt ... 4
Abbildungsverzeichnis ... 5
Tabellenverzeichnis ... 6
Abkürzungsverzeichnis ... 7
1. Einleitung ... 8
2. Einführung neuer Technologien ... 11
3. Der deutsche Erdgasmarkt im Überblick ... 29
4. Schiefergasförderung per Fracking ... 36
5. Aktuelle Auswirkungen des Fracking ... 46
6. Potentielle Auswirkungen auf den deutschen Erdgasmarkt ... 72
7. Fazit ... 91
Literaturverzeichnis ... 93

Unkonventionelle Erdöle - Neue Variablen der globalen Erdölversorgung ... 101
Abbildungsverzeichnis ... 102
Abkürzungsverzeichnis ... 104
1 Einleitung ... 106
2 Geologie und weltweite Verteilung des Erdöls ... 113
3 Das globale Erdölsystem und seine Bedeutung für die moderne Gesellschaft ... 132
4 Unkonventionelles Erdöl – New Fossil Fuel Frontiers ... 177
5 Potential der New Fossil Fuel Frontiers ... 262
6 Fazit: Warum die Rolle unkonventioneller Erdöle überschätzt wird ... 285
Literatur ... 288
Internetquellen ... 299
Sonstiges Quellenmaterial ... 307

Einzelbände ... 308

Fracking – Umstrittene Methode der Schiefergasförderung und deren potentielle Auswirkungen auf den deutschen Erdgasmarkt

Franziska Schüppel, 2014

1. Einleitung

Für einen Großteil der Bevölkerung ist das Thema Energie eine Art Randerscheinung, von dem im Kontext der aktuell debattierten Energiewende lediglich beiläufig Notiz genommen wird. Auf Grund zahlreicher Entwicklungen der letzten Jahre jedoch gewinnt der bewusste Umgang mit Energie zunehmend an Bedeutung. So ist beispielsweise der weltweite Energieverbrauch seit Mitte der 1960er Jahre um 225% gestiegen, was unter anderem auf das Wachstum in den Schwellenländern sowie die stetig wachsende Weltbevölkerung zurückzuführen ist[1]. Anlässlich dieser Zahlen ist anzunehmen, dass sich der Trend des ansteigenden Primärenergiebedarfs in den kommenden Jahrzehnten weiter fortsetzt [2], was die Energiepolitik zukünftig vor ernsthafte Probleme stellen könnte.

Nach wie vor wird der Großteil der Energie weltweit aus fossilen Brennstoffen wie Erdgas, Kohle und Öl gewonnen [3]. Erdgas war dabei im Jahr 2012 mit Hinblick auf den globalen Vergleich des Primärenergieverbrauchs der drittwichtigste Energieträger[4], welcher zudem im Laufe der vergangenen Jahrzehnte weltweit einen deutlichen Verbrauchsanstieg verzeichnete[5]. Jedoch sind dieser Entwicklung infolge der Endlichkeit der Rohstoffquellen natürliche Grenzen gesetzt. Während Erdöl in dieser Rangfolge den am knappsten vorhandenen fossilen Energieträger darstellt, dessen verbleibende Reichweite bei den derzeitigen Reserven auf etwa 52 Jahre geschätzt wird, folgt das stark nachgefragte Erdgas bereits auf Rang zwei mit lediglich 64 Jahren restlicher Reichweite [6]. So kann es zukünftig bei anhaltend steigender Energieträgernachfrage zu Engpässen in der Versorgung bzw. Beschaffung äquivalenter Energieerzeugungsmaßnahmen kommen. Eine Möglichkeit, mit Hilfe derer diesem Szenario teilweise vorgebeugt werden könnte, ist die Erschließung von bisher größtenteils ungenutzten unkonventionellen Erdgasreserven mit Hilfe der Schiefergasförderung, dem sogenannten Fracking.

Diese neuartige Methode der Förderung von Schiefergas aus unteren Gesteinsschichten wird in den USA bereits seit 2004 aktiv praktiziert, woraufhin die Erdgasförderung des Landes sich vervielfachte und aktuell bereits von einer sogenannten Schiefergasrevolution gesprochen wird [7]. Neben zahlreichen positiven Effekten für die Wirtschaft und den Energiemarkt, bringt diese neue Technologie jedoch auch Nachteile mit sich, weshalb derzeit eine heftige Debatte um das Frackingverfahren entbrannt ist, sowohl auf der Energie-, als auch auf der umweltpolitischen Seite[8]. In Hinblick auf die immer weiter steigende Energienachfrage, müssen derartige Methoden, welche die Erweiterung der Energiereserven fördern, jedoch in Betracht gezogen und sowohl bezüglich ihrer Chancen, als auch ihrer Risiken sorgfältig geprüft werden. Angesichts der derzeitigen sowohl energiepolitischen als auch wirtschaftlichen Auswirkungen, welche durch das Fracking nicht nur in den USA, sondern auch in weiteren Teilen der Welt zu beobachten sind, sollte diese Methode speziell betreffend ihrer zukünftigen Folgen für den deutschen Erdgasmarkt untersucht werden. Aus diesem Grund befasst sich diese Arbeit mit der umstrittenen Methode der Schiefergasförderung per Fracking und der Frage, welche potentiellen Auswirkungen diese auf den deutschen Erdgasmarkt haben könnte.

Um vorerst einen Überblick über den Umgang mit Innovationen wie der Fracking-Technologie hinsichtlich deren Kommerzialisierung und erfolgreichen Etablierung auf dem Markt zu verschaffen, thematisiert Kapitel 2 Einführung neuer Technologien zuerst die Schritte zur Kommerzialisierung neuer Technologien, um anschließend die Einordnung von Technologien in das Lebenszykluskonzept vorzunehmen und die erfolgreiche Etablierung neuer Technologien auf dem Markt zu erörtern. Ein kurzer Einblick in den deutschen Erdgasmarkt gewährt Kapitel 3 Der deutsche Erdgasmarkt im Überblick, wobei die wichtigsten Grundzüge des deutschen Erdgasmarktes wie Verbrauch, Erdgasvorkommen sowie die Entwicklung des Erdgaspreises beleuchtet werden. Kapitel 4 Schiefergasförderung per Fracking stellt im Anschluss knapp die Technologie des Fracking vor, zeigt sowohl die deutschen als auch die weltweiten Schiefergasquellen auf und analysiert die Chancen und Risiken, die dieser Ansatz mit sich bringt. Die aktuellen Auswirkungen sowohl auf den US-amerikanischen als auch auf die internationalen Erdgasmärkte werden in Kapitel 5 Aktuelle Auswirkungen des Fracking näher beleuchtet, sowie eine aktuelle Einordnung der Fracking-Technologie im Kontext des Lebenszyklusmodells vorgenommen. Kapitel 6 Potentielle Auswirkungen auf den deutschen Erdgasmarkt versucht einen Ausblick zu geben, wie sich die Fracking-Technologie auf dem deutschen Markt etablieren könnte und welche Auswirkungen die Schiefergasrevolution zukünftig unter anderem hinsichtlich der Preise, des Verbrauchs, aber auch unter Berücksichtigung der Auswirkungen auf andere Energieträger auf den deutschen Erdgasmarkt haben könnte. Kapitel 7 fasst die Ergebnisse noch einmal zusammen und bildet den Abschluss der Arbeit.

2. Einführung neuer Technologien

Neue Technologien erobern regelmäßig die globalen Märkte, um uns das Leben einfacher und angenehmer zu gestalten, bzw. uns auf den jeweiligen Gebieten neue Möglichkeiten zu bieten. Die weltweit angestrebte Energiewende ist dabei ein anschauliches Beispiel für die Kommerzialisierung neuer Technologien, da im Laufe der vergangenen Jahre unzählige Modelle entstanden sind, um beispielsweise die Verwertung regenerativer Energien zu verbessern oder diese auf neuen Wegen nutzen zu können. Besonders in solch bedeutenden Feldern wie der Energiebranche ist die Entwicklung neuer Technologien essentiell, damit Firmen ihr Wachstum sichern, ihre Stellung auf den Märkten verteidigen können und nicht zuletzt neue Wege der Energiegewinnung und -verwertung entwickelt werden [9]. Neben der Absicherung der Unternehmen dienen neue Technologien damit besonders auf dem Energiemarkt der zukünftigen Absicherung der Versorgungssicherheit, welche im Hinblick auf weltweit steigende Energieverbräuche immer wichtiger wird [10]. Eine dieser neuen Technologien stellt die derzeit kontrovers diskutierte Schiefergasförderung per Fracking dar, deren Technologie und Einsatzgebiete im späteren Verlauf noch detailliert vorgestellt werden.

Bis eine Technologie wie die des Fracking jedoch serienmäßig auf den Märkten angeboten und angewandt werden kann, muss ein oft langwieriger Prozess durchlaufen werden. Dieser beginnt in der Regel mit einer Idee und endet idealerweise mit der serienmäßigen Anwendung der Technologie auf den Märkten [11]. Während dieses Prozesses der Kommerzialisierung wird die anfängliche Idee, bzw. das dahinterstehende Wissen an die Umwelt übermittelt, wobei vorrangig wirtschaftliche Interessen verfolgt und kulturelle Werte untergeordnet werden [12]. Die neue Technologie wird dementsprechend zu kommerziellen Zwecken entwickelt und vorangetrieben, um damit Geld zu verdienen und dem Unternehmen das Überleben sichern zu können. Um Innovationen erfolgreich zu etablieren, sollten gewisse, zur Kommerzialisierung notwendige Schritte befolgt werden. Mit deren Hilfe kann eine neue Technologie auf den Markt gebracht werden und anschließend nach erfolgreicher Etablierung ihre einzelnen Lebensphasen bis hin zur Abschaffung der Technologie durchlaufen. Auf die einzelnen Schritte zur Kommerzialisierung einer neuen Technologie, die jeweiligen Lebensphasen sowie die von diesen abhängigen Maßnahmen zur erfolgreichen Etablierung neuer Technologien soll nun im Folgenden näher eingegangen werden.

2.1 Schritte zur Kommerzialisierung neuer Technologien

Damit eine neue Technologie wie in diesem Fall die des Fracking überhaupt auf dem Markt eingesetzt werden kann, muss sie vorerst erfolgreich kommerzialisiert werden. Dabei sind gewissen Schritte und Reihenfolgen einzuhalten, welche zwar sowohl hinsichtlich ihrer Inhalte als auch ihrer Dauer variieren können, letztendlich jedoch von allen neuen Technologien durchlaufen werden sollten, um eine erfolgreiche Vermarktung zu garantieren [13]. Angesichts der möglichen Variationen innerhalb der Phasen, gibt es generell keine festgesetzte Anzahl von Schritten, welche den Weg der Kommerzialisierung ausmachen. Daher bilden die hier gezeigten Schritte zur Kommerzialisierung eine Zusammenfassung verschiedener, aber inhaltlich ähnlicher Modelle ab.

Am Anfang einer jeden Erfindung steht eine Idee. Im Bereich der Technologien entwickelt sich eine eventuell umsetzbare Idee in dem Moment, wenn die Perspektiven für einen technischen Durchbruch mit einer potentiellen Marktchance kombiniert werden, sich also die Chance bietet, mit Hilfe einer neuen Technologie einen Marktdurchbruch zu erzielen[14]. Dies markiert den Beginn des ersten Schrittes in Richtung Kommerzialisierung, nämlich die Phase der Ideenfindung und Forschung. Dabei werden, durch strategische Überlegungen oder gar Bedürfnisse angeregt[15], Ideen gesammelt und Forschungen zu deren möglichen Umsetzung angestellt[16]. Ist die Ideenfindung abgeschlossen, folgt im zweiten Schritt die Bekanntgabe der Ergebnisse sowie die unternehmensinterne Vorstellung der Erfindung [17]. Darauf folgend sollte der für die Erfindung vorgesehene Markt bewertet werden, um die Absatzchancen der neuen Technologie abschätzen zu können und passende Marketingstrategien für die Markteinführung entwickeln zu können [18]. Wurde die Technologie als erfolgsversprechend für den betreffenden Markt eingestuft, sollte schnellstmöglich die Patentierung in die Wege geleitet werden, um die Erfindung für das Unternehmen zu sichern und sich einen Vorteil gegenüber der Konkurrenz zu verschaffen[19]. Mittels dieser Patentierung können Lizenzen für die Verwendung der Technologie an andere Unternehmen verkauft werden[20] , wodurch sowohl dem Ursprungsunternehmen finanzielle Vorteile entstehen, als auch die Möglichkeit zur weitreichenden Verbreitung der Technologie auf dem Markt geboten wird. Sind die Patentrechte gesichert, gilt es, eventuell benötigte Finanzierungshilfen wie Investoren von der neuen Technologie zu überzeugen, um die finale Produktion auch finanziell ermöglichen zu können[21]. Sobald der finanzielle Grundstein gelegt ist, beginnt die technische Realisierung in Form der Erprobung der Technologie; in diesem Zuge werden ebenso die Vermarktungsstrategien festgelegt und in die Wege geleitet[22]. Im vorletzten Schritt wird die erprobte Technologie in den Markt eingeführt, so dass sich diese dann im letzten Schritt im Markt etabliert und erfolgreich sowie gewinnbringend eingesetzt werden kann[23]. Nach diesem Muster könnte der Weg von der Idee bis hin zur erfolgreichen Anwendung einer Technologie grob in acht Schritte unterteilt werden (siehe Tabelle 1).

Diese Schrittabfolge zur Kommerzialisierung einer neuen Technologie bietet wie bereits erwähnt lediglich Anhaltspunkte und ist in ihren Inhalten variabel. Grundsätzlich bildet sie dennoch einen Wegweiser mit für die erfolgreiche Markteinführung und anschließender Etablierung einer neuen Technologie essentiellen Punkten. Da diese sowohl ineinander übergreifen als auch aufeinander aufbauen, sollte keiner der aufgeführten Punkte vernachlässigt oder gar ignoriert werden, um eine erfolgreiche Kommerzialisierung nicht zu gefährden. Welchen genauen Weg die Kommerzialisierung der Fracking-Technologie genommen hat, wird im Laufe dieser Arbeit noch genauer untersucht. Hat eine neue Technologie diese Schritte im Idealfall also erfolgreich durchlaufen, muss sie sich in den jeweiligen Märkten behaupten und durchlebt auch dann wieder bestimmte Abschnitte, welche die Lebensphasen der Technologie markieren. Wie die einzelnen Phasen charakterisiert werden können und an welcher Stelle der Kommerzialisierungsprozess in einzelne Zeitabschnitte eines Technologielebens übergreift, soll nun erklärt werden.

Tabellen sind in dieser Leseprobe nicht enthalten.

Tabelle 1: Schritte zur Kommerzialisierung neuer Technologien[24]

2.2 Technologien im Lebenszykluskonzept

Um die der Kommerzialisierung folgenden Lebensphasen sowohl eines Produktes als auch einer Technologie bestimmen zu können, bedient sich die Wissenschaft dem sogenannten Lebenszykluskonzept. Mit Hilfe dieses Konzepts lassen sich verschiedenste Betrachtungsobjekte wie Produkte oder auch Branchen hinsichtlich ihrer Entwicklungsstufe untersuchen, wobei die Analysen dabei eng zusammenhängen und sich Parallelen aufzeigen [25]. Beispiele für derartige Analogien lassen sich bei der Betrachtung des Produkt- und des Technologielebenszyklus finden, da angenommen werden kann, dass die Lebensphasen eines Produktes weitestgehend auf den Lebensphasen der sie produzierenden Technologie basieren. Da der Produktlebenszyklus die Prinzipien des Lebenszyklusmodells am anschaulichsten darstellt und das gängigste Modell des Lebenszykluskonzepts repräsentiert, wird ebendieser anfänglich detailliert vorgestellt, um dessen Grundlagen im Anschluss auf das Technologielebenszykluskonzept zu übertragen. Auch hierbei ist festzuhalten, dass das Lebenszyklusmodell ein allgemeines Konzept ist, welches in seinen Einzelheiten von Fall zu Fall variieren kann[26]. Es zeichnet mit seinen Einordnungen ein allgemeingültiges Bild der Chancen und Risiken, die sich mit der Einführung neuer Produkte oder auch Technologien bieten [27].

Abbildungen sind in dieser Leseprobe nicht enthalten.

Abbildung 1: Produktlebenszyklus mit Umsatz- und Gewinnkurve[28]

2.2.1 Produktlebenszyklus

Allgemein wird im Zusammenhang mit dem Lebenszykluskonzept unterstellt, dass die zu analysierenden Objekte, seien es Produkte oder Technologien, über einen gewissen Zeitraum hinweg unterschiedliche, aufeinander folgende Phasen durchlaufen, angefangen von der Entstehung hin zu deren finalem Untergang [29]. Betrachtet man speziell den Produktlebenszyklus, so lässt sich anhand dessen die Relation zwischen dem Lebensalter eines Produktes auf dem Markt und der in den jeweiligen Lebensphasen zu beobachtenden Entwicklung der Umsätze und Gewinne aufzeigen[30]. Idealtypisch werden dabei fünf Phasen eines Produktlebens vorgegeben.

In der ersten Lebensphase des Produktes auf dem Markt, der sogenannten Einführungsphase, wächst der Absatz des Produktes nur sehr langsam, weshalb die Produktions- und Markteintrittskosten noch weit über den Erlösen liegen; Gewinn wird in dieser anfänglichen Phase zwar noch nicht ausgeschüttet, dafür steigt der Umsatz[31]. In der darauf folgenden Wachstumsphase beginnt sich das Produkt mit stark steigendem Umsatz am Markt zu behaupten und verzeichnet Gewinne, wodurch die in der Einführungsphase entstandenen Verluste wieder ausgeglichen werden können[32]. Mit der Zeit steuert der Umsatz in der Reifephase seinen Höhepunkt an, steigt jedoch schwächer als zuvor und auch auf Seiten des Gewinns werden vornehmlich konstante Werte erzielt; generell lässt sich eine Abnahme der Zuwachsraten verzeichnen, da sich das Produkt nun bereits seit mehreren Jahren auf dem Markt befindet und die anfängliche Euphorie nachlässt [33]. Hat es diese Grenze überschritten, folgt die sogenannte Sättigungsphase, in welcher der Umsatz zwar noch relativ konstant gehalten wird, jedoch wie auch beim Gewinn vornehmlich rückläufige Tendenzen zu verzeichnen sind [34]. In der Degenerationsphase sind schließlich Umsatz und vor allem Gewinn rückläufig, weshalb entschieden werden muss, ob das Produkt mit sofortiger Wirkung vom Markt genommen wird, ob es auslaufen soll oder ob beispielsweise durch neue Investitionen eine Wiederauflage des Produktes angedacht ist[35] (siehe Abbildung 1).

Auf Grund dieser im Produktlebenszyklus dargestellten Entwicklungen während der Lebensdauer eines Produktes ist festzuhalten, dass wohl jedes Produkt an einem gewissen Punkt entweder ausläuft oder neu aufgelegt werden muss, was die Notwendigkeit ständiger Innovationen verdeutlicht [36]. Wann diese Entscheidung getroffen werden muss, kann zwischen einzelnen Produkttypen und deren Entwicklungen am Markt variieren. Der Produktlebenszyklus stellt folglich eine Art Indikator für den Umgang mit Produkten während ihrer Lebensdauer auf dem Markt dar, mit Hilfe dessen ein Unternehmen seine Planung produktspezifisch ausrichten kann. Ähnlich wie Produkte, durchlaufen auch Technologien einzelne Lebensphasen, welche ebenfalls im Rahmen des Lebenszykluskonzepts abgebildet werden können.

2.2.2 Technologielebenszyklus

Werden neue Technologien wie das Fracking in den Markt eingeführt, durchlaufen diese während ihres Bestehens auf dem Markt ebenfalls gewisse Lebensphasen von der Entstehung bis hin zur Reife, die den im Produktlebenszyklus vorgestellten Phasen in weiten Teilen stark ähneln. Zur grafischen Darstellung des Technologielebenszyklus können jedoch unterschiedliche Parameter angesetzt werden, welche die Darstellung der jeweiligen Lebenszyklen beeinflussen. Im Rahmen dieser Arbeit werden dabei die beiden Gängigsten Darstellungsweisen vorgestellt. Typischerweise wird der Technologieverlauf hierbei meist entweder anhand der Leistungsfähigkeit einer Technologie in Abhängigkeit des kumulierten Entwicklungsaufwands abgebildet, wodurch sich der Lebenszyklus gewöhnlich in Form einer S-Kurve abzeichnet[37]. Zum anderen kann der Technologielebenszyklus gemessen am Grad des Wettbewerbspotenzials über die Zeit hinweg aufgezeigt werden[38] , wobei sich der Kurvenverlauf hingegen eher glockenförmig entwickelt[39].

Abbildungen sind in dieser Leseprobe nicht enthalten.

Abbildung 2: Technologielebenszyklus: S-Kurve mit Technologietypen[40]

Betrachtet man sich das S-förmige Technologielebenszyklusmodell von McKinsey, welches die Entwicklung einer Technologie anhand ihrer Leistungsfähigkeit in Abhängigkeit des kumulierten Entwicklungsaufwands darstellt, so lassen sich den einzelnen Lebensphasen bestimmte Technologietypen zuordnen [41] (siehe Abbildung 2). Zeichnet sich in der Einführungsphase auf Grund anfänglich nur geringer Leistungsfortschritte lediglich eine flache Kurve ab[42], so handelt es sich um eine noch sehr junge, mit Unsicherheiten hinsichtlich des Überlebens auf dem Markt behaftete Technologie, auch embryonische Technologie genannt [43]. Diese Einführungsphase des Technologielebenszykluskonzepts geht mit dem in Kapitel 2.1 definierten siebten Schritt des Kommerzialisierungsprozesses einher, welcher die Markteinführung der neuen Technologie markiert. Mit Steigerungen des Entwicklungsaufwands lassen sich in der nächsten Lebensphase, der Wachstumsphase, überproportionale Leistungszuwächse der Technologie verzeichnen[44], was die Wahrscheinlichkeit eines Durchbruchs dieser sogenannten Schrittmachertechnologien auf dem Markt relativ steigen lässt[45]. Hat sich die Technologie in Folge mittels weiterer Steigerung ihrer Leistungsfähigkeit auf dem Markt durchgesetzt, so nimmt diese sogenannte Schlüsseltechnologie eine wettbewerbsbeeinflussende Rolle innerhalb ihrer jeweiligen Branche ein[46]. Ist dieser Punkt erreicht, ist die Etablierung der Technologie auf dem Markt gelungen, was den erfolgreichen Abschluss des achten Punkts der Schrittabfolge aus Kapitel 2.1 und folglich das Ende des Kommerzialisierungsprozesses bedeutet. Nähert sich die Technologie letztlich ihrer Leistungsgrenze und gilt als teilweise veraltet, so handelt es sich um eine Basistechnologie, zu deren Art auch momentan innerhalb einer Branche noch angewandte Technologien zählen [47]. Die aus diesem Verlauf resultierende S-Kurve kann, da der Technologielebenszyklus ähnlich dem Produktlebenszyklus einen rein modellartigen Charakter aufweist, in der Praxis sowohl Branchen- als auch unternehmensabhängige Abweichungen aufzeigen[48].

Abbildungen sind in dieser Leseprobe nicht enthalten.

Abbildung 3: Technologielebenszykluskonzept nach Little mit Technologietypen[49]

Anders als das S-Kurven-Konzept, bildet das glockenförmige Technologielebenszyklusmodell nach Arthur D. Little den Lebenszyklus einer Technologie anhand des Grades des Wettbewerbspotenzials über die Zeit hinweg ab[50]. So kann das Potenzial jeder beliebigen Technologie im Wettbewerb eingeordnet und bewertet werden [51]. Auch bei diesem Modell werden wieder vier Technologietypen klassifiziert, auf Grund der unterschiedlichen Parameter unterscheiden sich diese jedoch von den Typen des S-Kurven-Modells (siehe Abbildung 3). So positioniert sich im Technologielebenszyklusmodell nach Little die Schrittmachertechnologie in der Einführungsphase, in welcher sie über ein hohes Maß an Entwicklungspotenzial verfügen, das Wettbewerbspotenzial jedoch hinsichtlich der relativ hohen Unsicherheit der Leistungsfähigkeit noch recht gering ist[52]. Anlässlich der Neuartigkeit der Technologie werden zunehmend Patente angemeldet [53]. Geht die Technologie in die nächste Phase über, handelt es sich um eine Schlüsseltechnologie, welche über großes Wettbewerbspotenzial verfügt und damit einen hohen Stellenwert in der jeweiligen Branche einnimmt; in dieser Phase erreichen sowohl die Investitionen in die Technologieentwicklung, als auch die Anzahl der branchenweiten Patentierungen ihren Höhepunkt [54]. Sobald sich die Technologie auf dem Markt verbreitet hat und allgemein zugänglich ist, hat sie den Status einer Basistechnologie erreicht, die ihr Wettbewerbspotenzial auf einem relativ konstanten Level aufrecht erhält [55]. Im letzten Lebensabschnitt verliert die sogenannte verdrängte Technologie stark an Wettbewerbspotenzial und wird in Folge dessen durch neue Technologien ersetzt[56]. So finden sich auch im Technologielebenszykluskonzept nach Little die jeweils letzten Schritte des Kommerzialisierungsprozesses in Form der Markteinführung und der Etablierung auf dem Markt in der Einführungsphase und der Kombination der Wachstums- und Reifephase wieder und verdeutlichen damit den nahtlosen Übergang der beiden Prozessmodelle.

Da diese Lebenszykluskonzepte lediglich Modellcharakter haben, können die jeweiligen Kurven abhängig von der individuellen Entwicklung spezieller Technologien in den einzelnen Phasen steiler oder flacher verlaufen[57]. Auch liegt es im Ermessen der betreffenden Unternehmen, ob Technologien den Lebenszyklus bis zu Ende durchlaufen, oder bereits vorzeitig ausgetauscht werden [58]. Generell bietet sich anhand des Technologielebenszykluskonzepts die Möglichkeit, die Notwendigkeit für die Entwicklung neuer Technologien abzuschätzen und damit frühzeitig reagieren zu können [59]. Dies kann für Technologieunternehmen von großer Bedeutung sein, da man sich hier durch bereits kleine Technologievorsprünge von der Konkurrenz absetzen kann[60]. Welcher jedoch der richtige Zeitpunkt für Innovationen ist und ob sich ein Unternehmen vorrangig für die Integrierung von embryonischen oder doch eher Schlüsseltechnologien entscheidet, muss Branchen- und unternehmensabhängig entschieden werden [61].

2.3 Etablierung neuer Technologien

Schon bald nach Anstoß des Kommerzialisierungsprozesses müssen Strategien erarbeitet werden, um die neue Technologie erfolgreich am Markt etablieren zu können. Hierbei greifen der Etablierungsprozess und der Kommerzialisierungsprozess ineinander, da beide im Grunde genommen parallel zueinander ablaufen müssen, um eine erfolgreiche Etablierung der neuen Technologie gewährleisten zu können. Der Etablierungsprozess beginnt bereits lange vor der finalen Einführung der Technologie auf dem Markt und legt in seinen Anfängen den Grundstein für spätere Etablierungsmaßnahmen wie das Marketing der Technologie. Da das allgemeingültige Lebenszykluskonzept wie zuvor erläutert eine Prognose der zukünftigen Produkt- sowie Technologieentwicklung darstellt, wird dieses häufig als Grundlage für die Erstellung von Marketingstrategien herangezogen.

Auf Basis der jeweils definierten Lebensphasen können die angedachten Marketingstrategien zeitlich geplant und abgesteckt werden. Abhängig von den Zielen, welche sich ein Unternehmen für die Vermarktung seiner Technologie steckt, werden die Marketingstrategien entwickelt und die Gewichtung der Marketinginstrumente für die jeweiligen Lebensphasen festgelegt. Der Prozess der marketingbasierten Etablierung einer Technologie auf dem Markt erstreckt sich dabei auf die ersten Lebensphasen, also die Einführungs-, sowie die Wachstums- und Reifephase. Das Erreichen der Reifephase markiert laut Technologielebenszyklus die erfolgreiche Etablierung einer Technologie auf dem Markt und stellt damit das Ende des Etablierungsprozesses dar. Wie die Grundlagen des Etablierungsprozesses gestaltet werden sollten und welche Marketinginstrumente in den ersten Lebensphasen einer Technologie zur erfolgreichen Etablierung ebendieser beitragen können, zeigen die folgenden Abschnitte.

2.3.1 Grundlagen des Etablierungsprozesses

Um den Grundstein für die erfolgreiche Etablierung einer neuen Technologie überhaupt legen zu könne, sollte der Markt einen gewissen Bedarf aufweisen. Dazu müssen Marktinformationen eingeholt und analysiert werden, um das Potenzial korrekt einschätzen zu können [62]. Um den Bedarf und die daraus resultierende Nachfrage anzuregen, schaltet sich in gewissen Fällen auch die Politik mit ein, welche neue, erfolgsversprechende Technologien kauft und damit die generelle Nachfrage fördert [63]. Sollte von Beginn an kein Bedarf nach einer solchen Technologie erkennbar sein, wird die Etablierung wohl eher schleppend vorangehen oder gar scheitern, da keine Nachfrage nach der neuen Technologie besteht, welche mit der Entwicklung ebendieser bedient werden kann.

Ist also Bedarf nach dieser neuartigen Technologie vorhanden, folgt ein Schritt im Etablierungsprozess, in welchem zwei Teilschritte ineinander greifen. Diese sind zum einen die Erstellung eines Prototyps bzw. eines Referenzobjekts und zum anderen die Überzeugung von Geldgebern mit Hilfe des Referenzobjekts, in die Entwicklung der neuen Technologie zu investieren[64]. Dabei ist die Erprobung der Technologie im Vorfeld wünschenswert, da anhand der dadurch gesammelten Daten und Erkenntnisse ein Businessplan aufgestellt werden kann, welcher die Wirtschaftlichkeit bzw. die Erfolgschancen der Technologie bescheinigt [65]. Mit Hilfe dessen lassen sich Investoren finden, die der neuen Technologie vertrauen und diese fördern möchten[66]. Sollte eine vorzeitige Erprobung der Technologie nicht möglich sein, müssen Prognosen für die Überzeugung der Investoren herangezogen werden. Sobald die Innovation am Ende erfolgreich auf den Markt gebracht wurde, sollten die Investoren durch permanente Kommunikation über den Erfolg bzw. den Werdegang der Technologie auf dem Markt informiert werden[67], da diese ansonsten schnell das Interesse verlieren könnten und so Abstand von dem Projekt nehmen könnten. Dies wäre fatal, da wie bereits aufgezeigt insbesondere in den ersten Lebensphasen einer Technologie entwicklungsbasierte Leistungssteigerungen notwendig sind, um die erfolgreiche Etablierung überhaupt erreichen zu können. Diese Steigerungen lassen sich meist nur mit Hilfe finanzieller Mittel erreichen. Brechen diese in der Anfangsphase des Technologielebenszyklus weg, kann dies den frühzeitigen Untergang der Technologie bedeuten.

Eine alternative Herangehensweise hinsichtlich der Absicherung der Finanzierung bietet der Zusammenschluss zu Entwicklungs- oder auch Forschungspartnerschaften mit bereits etablierten Unternehmen; dabei kann die neue Technologie entweder komplett in das Portfolio der Partnerunternehmens mit aufgenommen und damit vorangetrieben werden, oder auch der Zusammenschluss zu Partnerschaften erfolgen, welche bloß in einzelnen Entwicklungsphasen kollaborieren[68]. Auch hinsichtlich des Wissenstransfers können solche Partnerschaften bei der Entwicklung neuer Technologien von entscheidender Bedeutung sein [69], da bereits gewonnene Erkenntnisse und Erfahrungen der Partner zusammenfließen und in der Folge Wettbewerbsvorteile gegenüber der Konkurrenz sichern können. Neben dem Wissen, welches über Partnerschaften transferiert werden kann, sollten auch kompetente und geschulte Mitarbeiter essentieller Bestandteil eine Entwicklerteams neuer Technologien sein [70], da mangelndes Fachwissen den Etablierungsprozess beeinträchtigen kann.

Wurde die Finanzierung der Technologieentwicklung entweder mit Hilfe direkter Investoren oder auf Grundlage des Zusammenschlusses zu Entwicklungspartnerschaften gesichert, beginnt die Standardisierung der Technologie, woraufhin diese anschließend in den Markt eingeführt werden kann [71]. Um die Technologie in Folge erfolgreich etablieren zu können und damit einen Vorsprung vor der Konkurrenz zu sichern, welcher für die Technologie den Posten der Marktführerschaft bedeuten kann, sind mehr Aspekte als die Kommunikation mit den Investoren oder die fehlerfreie Funktionstüchtigkeit der Technologie nötig [72]. Eine wesentliche Rolle nimmt diesbezüglich das Marketing ein, welches, abgestimmt auf die einzelnen Technologielebensphasen, gewisse Strategien für die erfolgreiche Etablierung neuer Technologien bereithält.


Unkonventionelle Erdöle - Neue Variablen der globalen Erdölversorgung

Tim Wirth, 2014

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[73]

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“ [74] 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 Variable 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[75]. 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“ [76] 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 [77] zur Minderung der Erdölabhängigkeit im Vordergrund, ebenso wie Forschungen zu institutionellen Strukturen[78] 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 [79], 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[80] (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 [81] (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[82]) 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 [83] 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[84] 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[85] 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[86], 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[87] 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[88]. Ab einer Tiefe von ca. 100 m entstehen durch Dehydration stufenweise Kerogene[89], die eine chemische Vorstufe des Erdöls darstellen (Bjørlykke 2010b: 339). Dabei gibt das organische Material außerdem Methan (CH4), Ammoniak (NH 3) 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)[90].

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[91]. 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 [92]. 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“ [93] 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[94]. 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).

Abbildungen sind 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 [95] 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 [96] (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.

Abbildungen sind 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[97] (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[98]. Beides nimmt jedoch mit steigender Tiefe ab (Pohl 2005: 439–440).

Abbildungen sind in dieser Leseprobe nicht enthalten.

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

Somit lässt sich festhalten, dass zur Entstehung von Lagerstätten konventionellen Erdöls passgenaue Umgebungen [99] (wie Speichergesteine oder die Lage von anderen Gesteinsschichten, welche als Fallen fungieren können, etc.) notwendig[100] 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 [101], 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“ [102].

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[103], die lokal eingegrenzt sind (Brücher 2009: 102). Das führt zu einer Reihe von sozioökonomischen Besonderheiten[104] und Konsequenzen [105]. Gerade punkthafte Ressourcen sind sehr kapital- und gleichzeitig wenig arbeitsintensiv (Le Billon 2003: 36).


[1] Vgl. Berenberg, HWWI 2013, S. 11/12.

[2] Vgl. BGR 2013, S. 14.

[3] Vgl. Berenberg, HWWI 2013, S. 11.

[4] Vgl. BGR 2013, S. 23.

[5] Vgl. BP 2013a, S. 26.

[6] Vgl. Berenberg, HWWI 2013, S. 13.

[7] Vgl. Berenberg, HWWI 2013, S. 24, 29.

[8] Vgl. SRU 2013, S. 5.

[9] Vgl. Zahra, Nielsen 2002, S. 377.

[10] Vgl. Berenberg, HWWI 2013, S. 11, 12.

[11] Vgl. Zahra, Nielsen 2002, S. 377.

[12] Vgl. Zerfaß, Möslein 2009, S. 183, vgl. Brockhaus 2011, S. 586.

[13] Vgl. Jolly 1997, S. 30.

[14] Vgl. ebd., S. 3.

[15] Vgl. Verbeck 2001, S. 76.

[16] Vgl. U.S. Department of Energy 2011, o.S.

[17] Vgl. University of Texas 2010, o.S.

[18] Vgl. ebd.

[19] Vgl. ebd.

[20] Vgl. U.S. Department of Energy 2011, o.S.

[21] Vgl. Jolly 1997, S. 6.

[22] Vgl. Verbeck 2001, S. 88, vgl. U.S. Department of Energy 2011, o.S.

[23] Vgl. U.S. Department of Energy 2011, o.S., vgl. University of Texas 2010, o.S.

[24] Eigene Darstellung, in Anlehnung an U.S. Department of Energy 2011, o.S., University of Texas 2010, o.S., Jolly 1997, S. 3, 6.

[25] Vgl. Dillerup, Stoi 2013, S. 283.

[26] Vgl. Hüttner, Heuer 2004, S. 126.

[27] Vgl. Wöhe 2010, S. 88 .

[28] Eigene Darstellung, in Anlehnung an Wöhe 2010, S. 430.

[29] Vgl. Hüttner, Heuer 2004, S. 125.

[30] Vgl. Hutzschenreuter 2009, S. 176.

[31] Vgl. Kleinaltenkamp et al. 2006, S. 755.

[32] Vgl. Wöhe 2010, S. 88.

[33] Vgl. ebd.

[34] Vgl. ebd.

[35] Vgl. Kleinaltenkamp et al. 2006, S. 756, 759.

[36] Vgl. Hüttner, Heuer 2004, S. 127.

[37] Vgl. Schuh, Klappert 2011, S. 43.

[38] Vgl. ebd., S. 45.

[39] Vgl. Stummer et al. 2010. S. 30.

[40] Eigene Darstellung, in Anlehnung an Schuh, Klappert 2011, S. 43.

[41] Vgl. Schuh, Klappert 2011, S. 43.

[42] Vgl. Dillerup, Stoi 2013, S. 283.

[43] Vgl. Schuh, Klappert 2011, S. 43.

[44] Vgl. Dillerup, Stoi 2013, S. 283.

[45] Vgl. Schuh, Klappert 2011, S. 43.

[46] Vgl. Schuh, Klappert 2011, S. 43, vgl. Stummer et al. 2010. S. 32.

[47] Vgl. Schuh, Klappert 2011, S. 44, vgl. Dillerup, Stoi 2013, S. 283.

[48] Vgl. Schuh, Klappert 2011, S. 44.

[49] Eigene Darstellung, in Anlehnung an Schuh, Klappert 2011, S. 46.

[50] Vgl. Schuh, Klappert 2011, S. 45.

[51] Vgl. Stummer et al. 2010. S. 32.

[52] Vgl. Schuh, Klappert 2011, S. 45.

[53] Vgl. Stummer et al. 2010. S. 33.

[54] Vgl. Schuh, Klappert 2011, S. 46.

[55] Vgl. ebd.

[56] Vgl. ebd.

[57] Vgl. ebd.

[58] Vgl. ebd., S. 47.

[59] Vgl. Dillerup, Stoi 2013, S. 284.

[60] Vgl. Schuh, Klappert 2011, S. 44.

[61] Vgl. ebd.

[62] Vgl. Thielmann et al. 2009, S. 44.

[63] Vgl. ebd., S. 36.

[64] Vgl. Jolly 1997 S. 6.

[65] Vgl. ebd., S. 87.

[66] Vgl. University of Texas 2010, o.S.

[67] Vgl. Jolly 1997, S. 4.

[68] Vgl. Jolly 1997, S. 29.

[69] Vgl. Thielmann et al. 2009, S. 29.

[70] Vgl. ebd., S. 44.

[71] Vgl. U.S. Department of Energy 2011, o. S.

[72] Vgl. Hellwig 2008, S. 3.

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

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

[75] 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.

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

[77] 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).

[78] 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).

[79] 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.

[80] 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).

[81] 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.“

[82] 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).

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

[84] 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).

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

[86] 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.

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

[88] 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.

[89] 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.

[90] 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).

[91] 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.

[92] 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.

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

[94] 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.

[95] 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.

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

[97] 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).

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

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

[100] 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.

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

[102] 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).

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

[104] 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.“

[105] 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).

Ende der Leseprobe aus 311 Seiten

Details

Titel
Öl und Gas aus frischen Quellen. Wirtschaftliche Folgen des Frackings
Autoren
Jahr
2016
Seiten
311
Katalognummer
V323730
ISBN (eBook)
9783956871849
ISBN (Buch)
9783956879241
Dateigröße
6288 KB
Sprache
Deutsch
Schlagworte
Fracking, schiefergas, unkonventionelles erdoel, oelsand, ressourcen, hydraulic fracturing
Arbeit zitieren
Tim Wirth (Autor)Franziska Schüppel (Autor), 2016, Öl und Gas aus frischen Quellen. Wirtschaftliche Folgen des Frackings, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/323730

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