|
Jörg Schindler, Werner Zittel, 5.11.99,
|
|
In diesem Beitrag wird die These vertreten und mit vielen Belegen angereichert, daß die Ölförderung außerhalb der OPEC in den kommenden Jahren das Maximum erreichen wird. Danach wird die Produktion zurückgehen. Dies wird eine große Versuchung für die Preispolitik der OPEC darstellen. Doch auch dort wird bald darauf die maximale Produktion erreicht werden. Zusammen mit der zunehmenden Klimaproblematik und dem beginnenden Erstarken regenerativer Energietechnologien wird dies einen Trendwechsel in der Energieversorgung mit Einfluß auf die gesamte Wirtschaftsweise bedingen. Einleitung Wir leben in einer Zeit des Umbruchs. Das Rückrat der Industriegesellschaften bildet die Verfügbarkeit von fossiler Energie. In dem Maße wie diese leicht zugänglich wurde, beschleunigte sich auch das industrielle Wachstum. Es gibt jedoch deutliche Anzeichen dafür, daß wir hier das Maximum der Wachstumsrate erreicht haben oder bald erreichen werden. Dies wird herausragende Konsequenzen nicht nur für die physikalisch/technische Struktur der Energieversorgung, sondern auch auf unsere gesamte Wirtschaftsweise haben.Wir wollen in diesem Beitrag Argumente anführen, die nahelegen, daß wir vor einer tiefgreifenden Umstrukturierung der Energieversorgung stehen. Diese Umstrukturierung ist unseres Erachtens bereits in vollem Gange. Antrieb dieser Umstrukturierung bilden drei in ihrer Intensität zunehmende Problemkreise, die alle in dieselbe Richtung weisen: Die Emissionsprobleme des Abbrandes von fossilen Energieträgern Kohle Öl und Gas nehmen mit zunehmendem Verbrauch deutlich zu. Lokal bilden Schadstoffe wie Stickoxide, Kohlenmonoxid, unverbrannte Kohlenwasserstoffe das Hauptproblem. Doch vor allem das auf globaler Ebene unvermeidbare Verbrennungsprodukt Kohlendioxid (und ähnlich wirkende Emissionen) nimmt eine herausragende Stellung ein. Jeder, der es wissen will, kann sich heute darüber ausreichend informieren. Dies setzen wir als bekannt voraus. Jedoch weitgehend im Verborgenen hat sich die Versorgungssituation beim Rohöl gegenüber den großen Öffentlichen Diskussionen in den 70iger Jahren deutlich verschärft. Mit jedem weiteren Jahr wird die Notwendigkeit einer Umorientierung weg vom Öl zunehmends deutlicher. Da dies in der öffentlichen Diskussion noch weitgehend ignoriert wird, wollen wir den wesentlichen Teil dieses Aufsatzes hierauf konzentrieren. Drittens haben sich neue Energietechnologien in den vergangenen zehn Jahren deutlich weiterentwickelt und werden unterdessen mit ernstem industriellen Interesse verfolgt. Auch hier beginnt sich erst allmählich die öffentliche Sichtweise den Realitäten anzupassen. Auf diesbezüglichen Erläuterungen wird ein weiterer Schwerpunkt dieses Aufsatzes liegen. Es ist unsere Überzeugung, daß diese drei Antriebskräfte in die gleiche Richtung weisen und mit jedem Jahr eine Schwächung der Zukunftschancen der fossilen Energie hin zu einer Stärkung Erneuerbarer Energietechniken bringen. In dem Maße, wie es zunehmend konsensfähiger wird, daß neue regenerative Energietechnologien ein breites Marktpotential für nachhaltige Energiestrukturen bieten, wird der Wandel von einer defensiven Haltung der Industrie, die diesen Wandel als Bedrohung ansieht, hin zu einer offensiven Haltung der Industrie, die diesen Wandel als Chance für expandierende Geschäftsfelder begreift, stattfinden. Eine Gewichtung der drei oben angeführten Aspekte ist müßig, da alle Bereiche in dieselbe Richtung weisen und nach dem selben „Heilmittel“ verlangen, nämlich einer emissionsfreien und nachhaltigen Energieversorgung. Es ist unsere Überzeugung, daß sich in den nächsten Jahren dieser „mentale“ Wandel vollziehen wird. Aufgrund der erkennbaren Indizien ist es wesentlich vernünftiger, anzunehmen, daß in den kommenden 10 – 20 Jahre gravierende Umbrüche erfolgen, daß „kein Stein mehr auf dem andern bleibt“, als anzunehmen, daß die Energieversorgung der kommenden 20 Jahre so ähnlich verlaufen wird wie die der vergangenen 20 Jahre. Diese Sichtweise bietet Anlaß zur Hoffnung, die wir aber auch benötigen, um künftige Probleme erfolgreich anzugehen. Davon soll in dieser Arbeit die Rede sein. Es darf aber auch nicht verschwiegen werden, daß trotz allen Optimismus, kein Mensch weiß, wieviel Schadstoffe die Erde verträgt – wie schnell ist schnell genug? Die Entwicklung verläuft bei Belastungen jenseits eines „elastischen“ Bereiches irreversibel, zu große negative Veränderungen können nicht rückgängig gemacht werden. Zunächst wollen wir einige grundsätzliche Aspekte ansprechen, deren Verständnis für diese Sichtweise hilfreich ist. Weitere allgemeine Folgerungen z. B. über Verteilungsgerechtigkeit zwischen den Generationen sind an anderer Stelle ausgeführt [SCHINDLER, 1998] Die“ Wechseljahre der Menschheit“Die Überschrift wurde vor zwanzig Jahren bereits in einem lesenswerten Aufsatz von K.E. Ziemen formuliert, dessen wesentliche Aussagen nichts an Aktualität verloren haben und wir im folgenden kurz referieren [ZIEMEN, 1980]. Eigentlich ist es trivial: in einer begrenzten Welt kann nichts unbegrenzt wachsen. Dies gilt für die Bakterienpopulation in einer Petrischale ebenso wie für die Größe eines Baumes, für die Weltbevölkerung ebenso wie für die Welternährungslage, für die Industrieproduktion ebenso wie für das Wachstum von Infrastrukturen, oder eben auch für Rohstoffe, auf deren Nutzung wir unser industrielles Wachstum aufbauen. Die Konsequenz hieraus ist ebenso trivial: Die Wachstumsrate, also der Zuwachs pro Zeiteinheit ist in der Anfangs- und in der Endphase sehr klein. Dazwischen erreicht sie irgendwo, meist bei der Hälfte der Ausschöpfung des Potentials ihren größten Wert. Mathematisch gesprochen ist das die Ableitung der Wachstumsfunktion. Und damit sind auch schon die wesentlichen Eigenschaften festgelegt: In der Anfangsphase beschleunigt sich das Wachstum, meist sogar in exponentiellem Maße, d.h. der Zuwachs ist proportional der bereits vorhandenen Menge. Jedoch bereits lange bevor die Grenzen erreicht werden, nämlich etwa bei der Hälfte, beginnt sich das Wachstum wieder zu verlangsamen. Trägt man die Wachstumsrate als Funktion der Zeit auf, so ergibt sich eine Glockenkurve, die idealerweise ihr Maximum nach der halben Wachstumszeit hat. Hieraus die wichtigste Erkenntnis ist, daß ein System bereits dann den Einfluß der Grenzen zu spüren beginnt und eine Trendwende einsetzt, wenn das Reservoir erst zur Hälfte ausgeschöpft ist. Dies ist in Bild 1 schematisch dargestellt.
Es gibt nun deutliche Anzeichen dafür, daß wir in wesentlichen Wachstumskurven in der Umgebung dieses Wendepunktes sind:
Betrachtet man die Entwicklung der Menschheit über viele Jahrhunderte, so erfolgen die großen quantitativen Änderungen auf ein bis zwei Jahrhunderte zusammengedrängt. Parallel mit dem Energieverbrauch nahm die Industrialisierung und die Weltbevölkerung zu. Dies kann nur über einen begrenzten Zeitraum geschehen, dann muß sich das System in ein neues Gleichgewicht einschwingen. Nur in der Übergangsphase erleben wir dramatische, schnellläufige Änderungen. Wenn diese Phase aber vorüber ist, dann muß notwendigerweise die gesamte Lebensweise wieder einem anderen Rhythmus folgen. Die Änderung einer der wesentlichen Wachstumskurven hat aufgrund der komplexen gegenseitigen Abhängigkeiten einschneidende Auswirkungen auf die gesamte Lebens- und Wirtschaftsweise. Und die Entwicklung der Energieversorgung ist eine solche wesentliche Wachstumskurve. In dem oben zitierten Aufsatz von K.-E. Ziemen ist es die zentrale These, daß wir uns in etwa auf dem Maximum der zentralen Wachstumskurven befinden. Damit beginnen die Systemgrenzen das Wachstum zu beeinflussen und zu reduzieren. Genau dieser Trendwechsel von zunehmendem zu abnehmendem Wachstum erfordert aber großeÄnderungsprozesse. Und mit diesen Änderungs- und Anpassungsprozessen sind die heute lebenden Generationen konfrontiert. Sie zu bewältigen kann als ihre Lebensaufgabe bezeichnet werden. Innerhalb der Energieversorgung wiederum bildet die Ölversorgung die derzeit wichtigste Leitgröße. In diesem Aufsatz vertreten wir – aufbauend auf den Untersuchungen von Campbell, Laherrere u.a. [CAMPBELL, 1995] - die These, daß wir nahe dem Maximum der weltweiten Ölproduktion sind. Dies wird im folgenden ausführlich belegt werden. Ölproduktion und Reserven – Quellenlage und öffentliche WahrnehmungFrühe fundierte Schätzungen der Ölreserven stammen von dem amerikanischen Geologen M. King Hubbert [HUBBERT, 1974]. Er hat als erster auf die Tatsache hingewiesen, daß die Ausbeutung jeder Ölquelle dem Verlauf einer Glockenkurve folgt: Die Förderung steigt über die Jahre an, erreicht ihr Maximum, wenn etwa die Hälfte des Öls gefördert ist, und sinkt danach kontinuierlich wieder ab. Seine wesentliche Leistung bestand darin, daß er den Blick auf die Frage gelenkt hat, wann die Fördermenge in einem bestimmten Fördergebiet oder auch weltweit ihr Maximum erreicht - diese Frage ist viel wichtiger als die Frage nach der Reichweite des verbleibenden Öls. Er hat im Jahr 1956 auch das Maximum der amerikanischen Ölförderung für Anfang der 70er Jahre vorausgesagt. Für diese Prognose wurde er damals viel verlacht, doch tatsächlich hat er genau recht behalten. Die erst später entdeckten Vorkommen in Alaska konnten den Zeitpunkt der maximalen Förderung nicht hinausschieben, sondern nur den Rückgang der Förderung etwas bremsen. Hubbert sagte im Jahr 1974 voraus, daß –den damals herrschenden Verbrauchstrend fortschreibend - die weltweite Ölförderung um das Jahr 1995 ihr Maximum erreichen werde, weil dann etwa die Hälfte des vermutlich vorhandenen Öls aus der Erde geholt sei. Im Jahr 1980 wurde von amerikanischen Experten im Auftrag des Präsidenten eine Untersuchung mit dem Titel „Global 2000“ vorgestellt [BARNEY, 1980]. Dieser Bericht stellt bis heute die einzige, auch einer breiten Öffentlichkeit bekannt gewordene Untersuchung zu den fossilen Energiereserven dar. (Der Bericht des Club of Rome im Jahr 1972 sei an dieser Stelle ausgeklammert, da er zwar die prinzipiellen Mechanismen öffentlich machte, sich aber auf eine auch für damalige Verhältnissse unzureichende Datenbasis stützte). In diesem Bericht wurde bereits festgestellt, daß die Erfolgsquote beim Auffinden neuer Ölfelder zurückgeht und daß die Erdölproduktion vermutlich gegen Ende des Jahrhunderts ihren Höhepunkt erreichen werde. Die Studie kam zu dem Schluß, daß maximal 2.100 Mrd. Barrel an förderbarem Rohöl auf der Erde vorhanden seien - eine Angabe, die auch aus heutiger Sicht an der Obergrenze liegt. In den Jahren seit 1980 wird die öffentliche Wahrnehmung der Problematik eigentlich nur durch beruhigende Presseberichte, die auf Meldungen der Ölindustrie basieren, geprägt. Erst die 1995 erschienene Studie „World Oil Supply 1930 - 2050“ liefert eine fundierte unabhängige Analyse des Problems der Erdölreserven [CAMPBELL, 1995]. Diese Arbeit basiert auf der größten unabhängigen Datenbasis - der der Firma Petroconsultants in Genf - sowie auf der jahrzehntelangen Erfahrung der Autoren in der Analyse von Erdölvorkommen und bezieht in die Auswertung die Daten von mehr als 10.000 Ölfeldern ein. In ihren Schlußfolgerungen zeigt sie, daß die frühen Abschätzungen von Hubbert, aber auch die Einschätzung des Berichtes „Global 2000“ mit ihrer Prognose des Produktionsmaximums um das Jahr 2000 erstaunlich genau waren. Im Unterschied zu damals können diese Prognosen heute jedoch mit wesentlich besser abgesichertem statistischen Datenmaterial belegt werden. Vier Jahre sind seit der Veröffentlichung vergangen, dennoch hat sich in der öffentlichen Wahrnehmung wenig geändert. Dieses verzerrte Bild in der Öffentlichkeit ist auf einige Gründe zurückzuführen: ein wichtiger ist sicherlich, daß schon mehrmals in der Vergangenheit das Versiegen der Ölquellen vorhergesagt wurde und immer wieder die Prognosen sich als zu kurz gegriffen erwiesen. Hierbei wurde jedoch zumeist der völlig unzureichende Begriff der statischen Reichweite der in Statistiken veröffentlichten Ölvorräte als Maßstab benutzt. Durch eher fallende oder konstante Ölpreise sah man sich bestätigt, daß hier kein Problem existiere. Letztlich wurde dieses Empfinden durch Presseinformationen über ständig neue und große Funde sowie über wachsende Reserven bestärkt. Ein niedriges Preissignal als Reserve-Information zu werten, zeigt eine viel zu kurzfristige Betrachtung der Dinge. Der Ölmarkt spiegelt eben gerade keine langfristigen Knappheiten wider, sondern kurzfristige Marktungleichheiten zwischen Angebot und Nachfrage. Erst wenn die Förderraten deutlich hinter die Nachfrage zurückfallen, werden sich langfristige Knappheiten auch auf die Marktsituation übertragen. Es ist daher eine völlig falsche Sichtweise, aus momentan niedrigen Preisen auf eine mittel- und langfristig stabile Versorgungslage und große Reserven zu schließen. Liest man unkritisch Presseveröffentlichungen, so hat man den Eindruck, als ob jährlich mehr Öl gefunden würde als tatsächlich verbraucht wird. Dazu nur zwei Beispiele aus der Tagespresse : „Ölkonzern Elf entdeckt riesiges Ölfeld vor Angola“; die Süddeutsche Zeitung berichtete am 10. Dezember 1997 über den Fund eines neuen Feldes, dessen Größe mit 730 Millionen Barrel beziffert wird - gleichzeitig wird der Fund als einer der größten der vergangenen Jahre bezeichnet. Man müßte aber z.B. jährlich etwa 35 neue „Angola-Felder“ finden, um auch nur den laufenden Ölverbrauch eines Jahres zu decken (das stand allerdings nicht in der Zeitung). Vor kurzem ging der Fund eines Ölfeldes im Iran mit 26 Mrd. Barrel Inhalt durch die Presse. Dieser Fund wurde als der größte seit 30 Jahren bezeichnet. Ließt man die Notiz jedoch genau, so wird deutlich, daß abweichend von der sonst üblichen Sprechweise der Ausbeutefaktor noch nicht berücksichtigt ist – dieser gibt an wieviel des vorhandenen Öls auch tatsächlich gefördert werden kann. Legt man diesen zugrunde, so reduziert sich der Ölfund auf 2,5 – 10 Mrd Barrel, bei heutigem Verbrauch also für 1 - 5 Monate ausreichend [BALALI, 1999]. Theorie und Praxis von ReservestatistikenExemplarisch für die gängige Argumentation sei folgendes prominente Zitat: „Wir haben seit 1935 permanent Erdölreserven für die nächsten 40 Jahre, obwohl der Verbrauch heute ein Vielfaches des Verbrauches von 1935 ist“ [MÜLLER, 1999]. Gemäß offiziellen Statistiken wachsen die Reserven Jahr für Jahr, teilweise sogar stärker als der Verbrauch. Oft wird betont, als Reserve werde das „unter heutigen Bedingungen wirtschaftlich gewinnbare Öl“ bezeichnet. Daher würde bei steigenden Ölpreisen auch die Reserve steigen. Gerade diese Diskrepanz sorgt für eine Verunsicherung die dazu führt, daß man fast jede Meldung der Reservenerhöhung für bare Münze nimmt. Hier ist grundsätzlich festzustellen, daß die geologischen Reserven in keiner Weise wachsen, allenfalls unsere Kenntnis hierüber kann wachsen. Am ehesten läßt sich die Situation mit dem Begriff einer „doppelten“ Buchführung vergleichen. Die in Statistiken als Reserve betrachteten Ölmengen und die von den Geologen als „estimated ultimately recoverable (EUR)“ bezeichnete Ölmenge differieren teilweise erheblich. Möchte man mit den offiziellen Reserveangaben in wirtschaftspolitischen Zusammenhängen taktieren, so bildet die wesentlich weniger populäre „estimated ultimately recoverable“ - Angabe den Versuch, über die tatsächliche Situation Klarheit zu erlangen. Überall dort, wo diese benutzt wurde, sei es bei Hubbert im Jahr 1974, in Global 2000 im Jahr 1980 oder von Petroconsultants im Jahr 1995, gleichen sich die Ergebnisse überraschend gut. So sind große Zweifel angebracht, ob denn die jährlich übermittelten und publizierten Reservestatistiken der Realität tatsächlich entsprechen. Viel Verwirrung erzeugt schon die undurchsichtige Benutzung der verschiedenen Reservebegriffe. Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe schreibt [BGR, 1995]: „... sind Vorräte/Reserven jene Anteile von ursprünglich in einer Lagerstätte vorhandenen Kohlenwasserstoffen, die mit Bohrungen nachgewiesen bzw. wahrscheinlich sind und die mit heutiger Technik gewinnbar sind. Nachgewiesene, aber technisch und /oder wirtschaftlich z.Z. nicht gewinnbare Kohlenwasserstoffe sind Ressourcen. Zu den Ressourcen gehören ferner gewinnbare Mengen von zwar noch nicht nachgewiesenen, geologisch aber möglichen Lagerstätten, also z.B. zu erwartende Neufunde. ... Die sicher gewinnbaren Reserven (proved recoverable reserves) umfassen den wirtschaftlich förderbaren Teil der sicher nachgewiesenen Reserven.“ Soweit die Definition. Doch bereits hier bleibt genügend Spielraum für unterschiedliche Auslegungen: Ab wann gilt eine Reserve nachgewiesen? Mit welcher Wahrscheinlichkeit gilt sie als nachgewiesen? Welcher Ausbeutefaktor wird zugrundegelegt? Was bedeutet „mit heutiger Technik“ gewinnbar? Dieser Unsicherheit vesucht die US-Geological Society mit einer eigenen Definition zu entkommen[IVANHOE, 1996]: Mit komplexen Rechenprogrammen und Extrapolationen werden die Reserven gemäß einer errechneten Wahrscheinlichkeit unterschieden in 5 %, 50 % und 95 % wahrscheinlich geologisch vorhandene Reserve. Oft hört man auf der Definition desrBGR aufbauend folgende Argumentation: Wird Öl teurer, so werden einerseits weniger ergiebige Ölfelder wirtschaftlich und damit ehemalige Ressourcen in Reserven übergeführt . Zweitens wird es aber auch lukrativer, mehr zu explorieren und damit wieder mehr Öl zu finden. Daher ist die Reichweite von Erdöl, d.h. wie lange reichen die bekannten Ölreserven bei heutigem Verbrauch, eine ständig wechselnde Größe, die nichts mit der Realität zu tun habe, sondern ausschließlich vom Ölpreis abhängt. Soweit die Theorie! Und die Praxis? Sosehr die letzte Argumentation einleuchtet, sowenig Relevanz kommt ihr zu. Im letzten Jahr gab es Ölpreisfluktuationen um den Faktor zwei oder noch höher. Gerade hier hätte sich zeigen müssen, daß bei hohem Ölpreis die Reserven anwachsen, bei niedrigem Ölpreis aber wieder schrumpfen, so z.B. hätte man die meisten Reserven der Nordsee oder Alaska´s bei einem Ölpreis um 13 $/barrel als nicht wirtschaftlich förderbar aus der Statistik nehmen müssen. Diese preisabhängige Diskussion kann allenfalls eine ganz grobe Charakterisierung liefern, etwa um konventionelles Erdöl von unkonventionellen Lagerstätten zu unterscheiden. Vom zweiten Argument kann man sich weitgehend unabhängig machen, indem man nicht die Anzahl der Neufunde oder die Explorationsbohrungen in einem Jahr aufträgt, sondern über der Anzahl der insgesamt erfolgten Explorationsbohrungen die damit verbundene Menge an gefundenem Öl aufträgt. Dies ist sicherlich unabhängig von aktuellen ökonomischen Einflüssen. Derartige Grafiken, ob für eine Firma, für eine Region oder für die ganze Welt aufgetragen, zeigen eine eindeutige Tendenz. Die Erfolgsquote im Auffinden neuer Ölfelder, die bei den ersten Bohrungen noch sehr hoch war, ist heute bereits sehr klein und geht gegen Null. Die Summenkurve der Neufunde nähert sich längst einem asymptotischen Wert [CAMPBELL, 1995]. Ganz besonders stark fiel dies z.B. bei der Firma Amoco auf. Nach Expertenmeinung war die hohe Investition in immer erfolglosere Explorationsbohrungen eine Hauptursache für Liquiditätsprobleme und Hintergrund für den Zusammenschluß mit BP. Als wohl am weitesten verbreitete Referenz für Ölreserven gilt die „BP-Amoco Statistical Review of World Energy“ [BPAMOCO, 1999]. Liest man die Fußnoten, so erfährt man, daß diese Zahlen nicht die Meinung des Konzerns wiedergeben, sondern dem „Oil & Gas Journal“ entnommen sind [OIL&GAS, 1999]. Dieses veröffentlicht jedes Jahr in seiner letzten Ausgabe eine Übersicht über die weltweiten Erdölreserven. Doch diese Zahlen sind keineswegs wissenschaftlich erhoben – wer sollte das denn auch tun ? Was den Herausgebern bleibt, ist jedes Land anzuschreiben und um eine aktuelle Rückmeldung seiner Reserven zu bitten [IVANHOE, 1996]. Somit sind diese Zahlen der Glaubwürdigkeit des Übermittlers überlassen. Sind das nun sicher nachgewiesene Reserven, nach heutigem Stand wirtschaftlich gewinnbare Reserven – was bedeutete in zentral planenden Ökonomien der Begriff „wirtschaftlich gewinnbar“ – oder mit 5 %, 50 % bzw. 95 % Wahrscheinlichkeit vorhandene geologische Reserven? Es ist ein frommer Wunsch zu hoffen, daß alle Zahlen mit gleicher Qualität erhoben werden. Manche Staaten betrachten ihre Reservezahlen als Staatsgeheimnis, andere finden es nicht oportun rückläufige Reserven zu melden, wieder andere finden es gerade zweckmäßig, anfangs zu niedrige Reservemeldungen Jahr für Jahr etwas anzuheben, um so den Eindruck von unerschöpflich wachsenden Ölfeldern zu erwecken. Also bleibt manche Anfrage unbeantwortet. Ob nun in Ermangelung neuer Angaben der Herausgeber für diese Staaten einfach die letztjährigen Zahlen fortschreibt, oder aber die Staaten selbst alte Zahlen unverändert übermitteln sei dahingestellt – tatsächlich werden für viele Staaten trotz teilweise hoher Förderraten Jahr für Jahr unveränderte Reserven berichtet. Wollte man nur über die letzten 5 Jahre die als unverändert gemeldeten Reserven um die Produktion in diesem Zeitraum korrigieren, so reduziert sich die Gesamtmenge bereits um mehr als 4 %. So stellen die veröffentlichten Weltreserven eine Mischung von Zahlen unterschiedlichster Qualität dar: Nach bestem Wissen gemäß obiger Definition erhobene Daten werden mit Daten zusammengezählt, die einfach aus alten Jahren übernommen wurden. Neufunde werden mit teilweise gerechtfertigten, teilweise aber nicht nachvollziehbaren Neubewertungen gleichgesetzt – mit anderen Worten: Kein Mensch kann für die Qualität dieser Zahlen bürgen. Besonders kritikwürdig ist die plötzliche Erhöhung der Reserven vieler OPEC-Staaten in den 80er Jahren („political reserves“) [CAMPBELL, 1997]. Beispielsweise verdoppelte Venezuela 1987 von einem Jahr auf das andere seine Reserven, indem es unkonventionelles Öl (Orimulsion) in die Statistik mit einbezog. Dies mag vor dem Hintergrund der Verhandlungen um die Vergabe eines internationalen Kredites geschehen sein – große Vorräte an Bodenschätzen erhöhen die Kreditwürdigkeit eines Landes. Da aber innerhalb der OPEC die Förderquoten sich neben anderen Kriterien stark an den Reserven des jeweiligen Landes orientieren, zogen folgerichtig in den kommenden Jahren fast alle OPEC-Staaten nach, indem sie nach Revision ihrer Ölfelder teilweise bis zum Faktor 3 höhere Reserven meldeten, ohne daß diesen Neufunde zugrunde lagen. Selbst wenn man diese Angaben für bare Münze nähme, so dürften sie nicht in der Weise mißverstanden werden, daß sich hier die Reserven im Jahr der Neubewertung vergrößert hätten, sondern dies müßte auf das Jahr der Entdeckung des Ölfeldes rückdatiert werden. Diese Vergabepraxis der OPEC-Förderquoten nach den vorhandenen Reserven mag auch bewirken, daß es für keinen dieser Staaten opportun ist, über sinkende Reserven zu berichten.
Neben diesen offiziellen Statistiken der Staaten pflegen die Ölkonzerne eine eigene Praxis des Berichtens der eigenen Reserven [CAMPBELL, 1997]: Wird ein Ölfeld neu exploriert, so werden anhand fernerkundeter Daten erste Abschätzungen über den Ölinhalt und den förderbaren Anteil gemacht. Mit jeder Probebohrung werden diese Angaben korrigiert und besser eingegrenzt. Der Explorationsingenieur dürfte bestrebt sein, seinen Erfolg zu betonen und damit seine Schätzung eher an die Obergrenze legen. Die Firma wird mit eher pessimistischen Annahmen abschätzen, ob der Investitionseinsatz zum Erschließen des Ölfeldes lohnt. Damit liegt man ökonomisch auf der sicheren Seite. Darüber hinaus mag dies den Steueranteil reduzieren. Letztlich aber kann man seine Fluktuationen in den Erfolgsbilanzen dadurch begradigen, daß man in schlechten Explorationsjahren die anfangs zu niedrigen Potentialschätzungen nach oben korrigiert. Wachsende Zahlen sehen die Anteilseigner gerne – sie gelten als Maßstab für Erfolg. Neubewertungen vorhandener Ölfelder sind schwer nachprüfbar, zumal eine Neubewertung während der Produktion durchaus sinnvoll erscheint, da man mit fortgeschrittenem Produktionsstadium eine bessere Einschätzung über den tatsächlich förderbaren Inhalt eines Feldes erhält. Das System Öl – die FaktenWem also kann man glauben? In einer solchen Situation ist es hilfreich, nicht so sehr auf die jährlich veröffentlichten – durch zahlreiche undurchsichtige Neubewertungen beeinflußten - Zahlen zu schielen, sondern eher auf die großen, langfristigen Trends zu achten. Das Vorkommen von Öl auf der Welt ist unter den verschiedensten Aspekten über Jahrzehnte intensiv untersucht worden. Man versteht die Zusammenhänge inzwischen sehr gut. Große Überraschungen, die die grundsätzlichen Einschätzungen erschüttern könnten, sind mehr als unwahrscheinlich. Man kann inzwischen sehr genau erklären, unter welchen Bedingungen und in welchen Regionen in der Erdgeschichte Erdöl entstanden ist. Und so kennt man heute über 40000 Ölfelder, doch bereits in weniger als einem Prozent dieser Felder sind ¾ allen Erdöls konzentriert.[BGR, 1995] Alle wirklich großen Vorkommen hat man schon vor Jahrzehnten entdeckt: 80% des heute geförderten Öls stammt aus Quellen, die 30 Jahre oder länger bekannt sind. Das Maximum der Ölfunde war in den 60er Jahren erreicht [CAMPBELL, 1995; BGR 1995]. Trotz intensivster Explorationsbemühungen nach den beiden Ölkrisen werden die neuen Funde bis auf wenige Ausnahmen immer geringer. Dies ist auch keineswegs erstaunlich, denn die Entstehungsgeschichte von Öl ist mittlerweile sehr gut verstanden. Man weiß also, wo man suchen muß und man weiß, wo es nichts zu finden gibt. Es ist auch einsichtig, daß die großen Vorkommen bereits mit einfachen Methoden früher gefunden wurden als die kleinen. Die Summenkurve aller bisher gefundenen Reserven nähert sich längst asymptotisch einem Grenzwert. Betrug die Rate der jährlichen Neufunde in den 60iger Jahren noch über 40 Gb/Jahr, so fiel sie auf heute 6 Gb/Jahr. In Jahren 1993-1997 wurde insgesamt nur etwa ein Fünftel dessen gefunden, was in dieser Zeit an Öl verbraucht wurde (26 Gb gegenüber 105 Gbarrel). Trägt man die Rate im Auffinden neuer Ölfelder graphisch auf, so kann man aus der Extrapolation dieser Kurve mit einiger Genauigkeit auf die Ölmenge schließen, die vermutlich noch gefunden wird. Was ist also in aller Kürze der Stand des Wissens? Die unserer Meinung nach verläßlichsten Zahlen stammen von Petroconsultants, Stand 1996 [CAMPBELL, 1998]: bisherige
Förderung
784 Mrd. Barrel Diese Zahlen zeigen, daß wir fast die Hälfte des Erdöls der Welt bereits gefördert haben. Um das Jahr 2000 wird der sogenannte „mid-depletion point“ erreicht sein, also der Zeitpunkt, zu dem die Hälfte des insgesamt förderbaren Öls tatsächlich gefördert wurde. Irgendwann in den nächsten Jahren wird die jährliche Rohölförderung, die 1996 bei ca. 23 Mrd. Barrel/Jahr lag, beginnen zurückzugehen. Für einige Gebiete der Welt sind die Förderraten über einen weiten Verlauf bereits gut bekannt. In Deutschland war das Fördermaximum 1968 erreicht [BGR, 1995]. Damals waren das 60 Mio. Barrel im Jahr. Heute werden nur noch weniger als 20 Mio. Barrel/Jahr gefördert. Für die Nordsee wird erwartet, daß das Fördermaximum in den nächsten zwei Jahren erreicht sein wird [BLANCHARD, 1999]. Die heimischen europäischen Ölvorkommen gehen sichtbar und absehbar zu Ende. Dies sei an den drei größten Förderländern illustriert: In den Jahren 1986 bis 1996 nahm die Ölproduktion Norwegens im Mittel mit 10 % p.a. auf 3,3 Mio barrel pro Tag zu. Im vergangenen Jahr erfolgte erstmals in der Geschichte ein Produktionsrückgang um über 4 % [BPAMOCO, 1999]. Der Produktionsrückgang wird aufgrund des niedrigen Ölpreises von 1998 mit einem verzögerten Anschluß von neuen Feldern begründet. Nach offiziellen Angaben des Ministeriums für Erdöl und Energie wird das Maximum der Ölproduktion innerhalb der kommenden drei Jahre erwartet [MPE, 1998]. Der Staat bereitet sich auf Zeiten abnehmender Ölförderung dadurch vor, daß die Produktionsaufnahme neuer Ölfelder verzögert wird – dadurch soll Öl für spätere Zeiten aufgespart werden. Die meisten großen Ölfelder Norwegens (z.B. Statfjord, Oseberg, Gullfaks) haben das Produktionsmaximum bereits überschritten. Deren abnehmende Produktion muß durch den Anschluß vieler kleinerer Felder ausgeglichen werden. Das kann aber nur für kurze Zeit aufrechterhalten werden. Dies trifft auch auf die Ölförderung Großbritanniens zu. Im Jahr 1998 konnte die Gesamtproduktion zwar noch einmal um 3,6 % erhöht werden. Dafür mußten aber 17 neue Felder angeschlossen werden. [BPAMOCO, 1999b] Auch hier haben die großen Ölfelder (z.B. Forties, Brent, Ninian, Beryl, Piper) das Produktionsmaximum bereits hinter sich. Während diese großen Felder seit teilweise 20 Jahren produzieren, müssen neue kleine Felder manchmal nach nur zwei oder drei produktiven Jahren wieder aufgegeben werden (z.B. Medwin oder Staffa). Stärker noch als in Norwegen besteht eine Dynamik, jährlich immer mehr neue Felder anzuschließen. Das kann nur für kurze Zeit gelingen. So veröffentlichte der Verband der britischen off-shore Anlagenbetreiber bereits 1995 Prognosen, wonach um das Jahr 2000 die Ölproduktion und nur einige Jahre später auch die Gasproduktion ihr Maximum erreichen würden.[UKOOA, 1995; FINLAYSON, 1999] In den USA war das Produktionsmaximum im Jahr 1971 erreicht. Texas, einst der Inbegriff eines Ölstaates, hatte sein Produktionsmaximum nur wenige Jahre später und befindet sich heute auf einem Produktionsniveau wie in den 40iger Jahren [RRC, 1999]. Seit mehr als 20 Jahren ist hier die Produktion rückläufig. Anfang der 80iger Jahre konnte der allgemeine Rückgang durch die Ölförderung Alaskas, insbesondere durch das mit Abstand größte Feld, Prudhoe Bay gebremst werden – doch in den letzten Jahren geht auch hier die Produktion deutlich zurück. Die letzten Jahre brachten gegenüber dem jeweiligen Vorjahr einen Produktionsrückgang um 4 %, 4 %, 7 %, 9 % [AOGCC, 1999]. Neufunde in Alaska können die Erschöpfung der großen Felder nicht kompensieren. Einzig die offshore Provinzen im Golf von Mexiko zeigen noch eine steigende Produktion, doch diese kann den Rückgang in den großen Ölprovinzen nicht kompensieren. Seit nunmehr fast 20 Jahren nimmt die Ölproduktion der USA mit kleinen Schwankungen stetig ab – der stark zunehmende Import von Öl muß den immer noch steigenden Ölverbrauch zunehmends abdecken. So hat sich die Importquote der USA in den letzten 10 Jahren von 30 % auf jetzt deutlich über 50% erhöht [EIA, 1999]. Manchmal wird angeführt, die USA drosselten ihre Produktion bewußt, um in Zeiten künftiger Ölkrisen die eigene Versorgung sichern zu können. Derartige Behauptungen lassen sich jedoch kaum mit realen Beobachtungen untermauern. In einem Land wie den USA mit einer großen Anzahl konkurrierender kleiner und großer Ölgesellschaften könnte eine solche Absprache schwerlich durchgesetzt werden, abgesehen davon, daß man sie wohl kaum geheim halten könnte. (Bereits in einem Staat wie Norwegen mit nur wenigen Produzenten stößt der staatliche Versuch einer Produktionsverzögerung auf heftigen Widerspruch der Produzenten). Allein in Texas wird das Öl mit mehr als 160000 Fördersonden gefördert. Würde man in einer solchen Situation versuchen, aus noch so kleinen Ölquellen (teilweise mit weniger als zehn Barrel pro Tag Förderrate) den letzten Tropfen Öl zu extrahieren? Würde der, der seine Reserven für schlechte Zeiten aufsparen will, mit modernen und teuren sog. „enhanced oil recovery“ Methoden, versuchen, die Produktion zu steigern? Sollte eine solche Strategie nicht auch eine starke Korrelation der Produktion mit dem Ölpreis aufweisen?
Trügerisches Wachstum der GrenzenOft wird die statische Reichweite („wieviele Jahr reicht das noch vorhandene Öl bei heutigem Verbrauch“) als beruhigender Begriff für die großen Ölreserven angeführt. Das Konzept an sich ist jedoch aus einer Reihe von Gründen eher irreführend. Zum einen, und das haben wir schon ausgeführt, verläuft die Förderung über die Zeit nicht auf einem konstanten Niveau, um dann plötzlich abzubrechen, wenn alles verbraucht ist, sondern der Verlauf folgt einer Glockenkurve. Zum zweiten wird im Konzept der statischen Reichweite ein konstanter Verbrauch unterstellt. Bezogen auf den Weltverbrauch von Öl haben wir es aber noch mit einem deutlichen Wachstum zu tun. Insofern überschätzen die statischen Reichweiten die zeitliche Verfügbarkeit. Nach dem Überschreiten des „mid-depletion point“ eines Fördergebietes, also des Produktionsmaximums, wird der Begriff der statischen Reichweite zunehmend irreführend, da dann trotz reduzierter Reserven bei abnehmender Produktion die Reichweite wieder zunimmt und ein Wachstum der Reserven vortäuscht. Gerne wird auch suggeriert, daß man die Reserven durch technologische Maßnahmen strecken könne. Das ist natürlich prinzipiell richtig, wird jedoch in seiner Wirkung deutlich überschätzt. So wird zum Beispiel die Ausbeutung vorhandener Ölfelder durch technische Maßnahmen ein bißchen vergrößert, dies aber mit erheblichem finanziellem und technischem Aufwand. Der Haupteffekt besteht darin, daß die vorhandenen Reserven noch schneller erschöpft werden. Auch hier wieder das Beispiel Deutschland: Der Einsatz aller modernen Fördertechnologien hat den Gesamtverlauf der Förderung kaum verändert. Auch in den USA kann der intensive Einsatz neuer Fördermethoden den Rückgang der Produktion nicht bremsen. Auch noch so große technische Anstrengungen können nicht das Vorhandensein von Reserven ersetzen. Technologie und Reserven haben zunächst einmal nichts miteinander zu tun! Das Ausweiten der Explorationstätigkeiten in immer tiefere Meeresregionen und polare Gebiete ist Ausdruck einer „Go West“-Mentalität, wie sie insbesondere in Teilen der Ölindustrie noch verbreitet ist. Vielleicht ist es kein Zufall, daß gerade in Kalifornien die Protagonisten eines Umdenkens in der Energiepolitik sitzen, in Kalifornien - dem Endpunkt des historischen „Go West“. Weltweit gibt es, geologisch gesehen, an der Ölfront keinen neuen „Westen“ mehr zu entdecken. Aber an diesen Gedanken kann sich die Menschheit noch nicht gewöhnen. Exploration im tiefen off-shore Bereich gehört zum technisch anspruchsvollsten Bereich des Ölgeschäfts. Daß man hierher vordringt, kann zunächst als ein Eingeständnis gewertet werden, daß man in leichter zugänglichen Gebieten nicht mehr genügend Öl findet. Denn sonst würde man viel lieber dorthin gehen. Und wie sieht die Erfolgsbilanz aus? Bisher wurden in mehr als 20 Jahren in den beiden ergiebigsten off-shore Gebieten Golf von Mexiko und Brasilianische Küste 25 Gb an Öl gefunden – ausreichend um die Welt etwa für ein Jahr zu versorgen [CAMPBELL, 1999]. „Conventional oil“ ist Öl, das in flüssiger Form über Bohrtürme gewonnen werden kann. Daneben gibt es Schweröle, die andere Förder- und anschließend andere Verarbeitungstechniken erfordern, und es gibt Öl, das in der Natur in Ölsanden oder in Ölschiefer gebunden ist. Diese Vorkommen werden auch als „non-conventional oil“ bezeichnet und sind in der Tat sehr groß. Viele Betrachtungen bezüglich der künftigen Verfügbarkeit von Erdöl unterscheiden nicht sehr scharf zwischen „conventional“ und „non-conventional oil“. Dahinter steht die Vorstellung, daß es sich eigentlich nur um einen technologischen Unterschied bei der Förderung handelt und daß bei entsprechenden ökonomischen Randbedingungen und entsprechenden Preisen ein gleitender Übergang erfolgen kann von der Förderung und Versorgung mit „conventional oil“ zu einer Gewinnung und Versorgung mit „non-conventional oil“. Es ist wenig wahrscheinlich, daß dem so ist. Während beim konventionellen Öl das Feld nur „angestochen“ wird und mit wenigen stationären Förderanlagen der gesamte förderbare Inhalt gewonnen werden kann, muß beim nicht konventionellen Öl der gesamte Teersand, Ölschiefer etc. bewegt, gewaschen, ausgepreßt werden. Das ist eher dem Abbau von Braunkohle im Tagebau vergleichbar als der konventionellen Ölförderung. So beinhalten 85 % der geschätzten nichtkonventionellen Ölressourcen Erdölkonzentrationen von weniger als 40 Liter pro m³ [BGR, 1995]. Es liegt auf der Hand, daß sich hier sehr schnell eine Kollision mit Belangen des Natur- und Landschaftsschutzes ergeben wird. Hinzu kommen energetische Mehraufwendungen bei der Förderung, die die nutzbare Energieausbeute erheblich einschränken sowie enorme Emissionen bei der Aufbereitung. Das Fazit: Die Ölstaaten außerhalb der OPEC werden bis auf unbedeutende Ausnahmen innerhalb weniger Jahre ihr Fördermaximum erreichen. Der Importanteil dieser Länder, dies sind im wesentlichen die heutigen Industrieländer, wird damit in dramatischer Weise von wenigen Lieferanten abhängen. Und selbst innerhalb der OPEC wird das Produktionsmaximum vermutlich im Verlauf des nächsten Jahrzehnts erreicht werden. Und die Alternativen Gas, Kohle und KernenergieWenn die Ölförderung ihr Maximum überschreitet, entsteht eine zunehmende Lücke zwischen Energienachfrage und Energieversorgung, die nach Deckung ruft. Zunächst scheint es naheliegend, einfach zum dann nächstgünstigen Energieträger überzuwechseln. Genau das haben wir weltweit in den letzten Jahren ja mit der verstärkten Nutzung von Erdgas bereits gemacht. Jedoch kann ein solcher Übergang allenfalls eine kurze Verschnaufpause gewähren, er bringt uns einer langfristig tragfähigen Energieversorgung nicht näher. Sicher wird die zu beobachtende Entwicklung, Gas als relativ sauberen und leicht zu handhabenden Energieträger in möglichst viele Anwendungen zu bringen, sich noch einige Zeit fortsetzen. Doch es ist klar absehbar, daß, je mehr man versuchen wird, Erdöl durch Erdgas zu ersetzen, sich dies in sehr kurzer Zeit als nicht realisierbar herausstellen wird. Gemäß offiziellen Statistiken hat Erdgas bei heutigem Verbrauch, der etwa halb so groß wie beim Erdöl ist, eine Reichweite von 65 Jahren [BPAMOCO, 1999]. Jedoch ist es noch wesentlich schwieriger als beim Erdöl, sich ein klares Bild zu verschaffen. Da der Aufbau einer Erdgasinfrastruktur aber sehr kostspielig ist (Pipelines bzw. Verflüssigung), entstanden anders als beim Erdöl regional vollständig entkoppelte Märkte in Nordamerika (USA, Kanada, Mexiko) und in Europa. In Nordamerika gehen die Reserven stetig zurück. Die Neubewertungen vorhandener Gasfelder und Neufunde können den Verbrauchsanstieg nicht kompensieren. Vermutlich wird auch die Produktion dort im Verlauf der nächsten Jahre zurückgehen. Auch in Europa gibt es Anzeichen, daß die Gasproduktion der Niederlande und im britischen offshore-Bereich bald ihr Maximum erreichen werden [UKOOA, 1995] Große Hoffnungen werden auf nichtkonventionelle Gasvorräte gesetzt, insbesondere Methanhydrat. Heute ist jedoch keineswegs klar, ob sich diese Euphorie auch in technisch, ökonomisch und ökologisch erschließbare Reserven niederschlagen wird. Hier ist Skepsis angebracht. Neben allen anderen Problemen der Kernkraft haben wir auch hier eine begrenzte Verfügbarkeit der natürlichen Ressource Uran. Gängige Zahlen besagen, daß der heutige Kraftwerkspark auf der Welt mit den bekannten Uranvorkommen noch etwa 40 - 50 Jahre, in optimistischen Abschätzungen 80 Jahre [OECD, 1998], betrieben werden kann. Heute hat Kernkraft einen Anteil von weit unter 10 % am Primärenergieverbrauch der Welt. Wollte man diesen Anteil auf etwa 20 % steigern - was längst noch nicht reicht, um das ausfallende Erdöl zu ersetzen -, so würde sich die Reichweite des Rohstoffes Uran auf 20 Jahre oder weniger verkürzen - keine sehr überzeugende Perspektive. Die Kernkraft bietet keinen gangbaren Ausweg aus dem Dilemma. Die Vorstellung, über die Nutzung der Kernkraft unseren bisherigen Lebensstil in den industrialisierten Ländern unverändert fortsetzen zu können, ist daher eine Illusion. Die verbleibenden 20 Jahre in unserem Beispiel reichen noch nicht einmal aus, die Wirtschaftlichkeit der dann neu zu bauenden Reaktoren sicherzustellen. Es funktioniert also weder von den Ressourcen her, noch ökologisch, noch ökonomisch. Wir meinen, daß die Visionäre der Kernkraft das Ressourcenproblem vor einigen Jahrzehnten genauso gesehen haben und die Brütertechnologie als eine Voraussetzung für eine bedeutende und langfristige Rolle der Kernkraft verstanden haben. An die schnellen Brüter aber glaubt heute niemand mehr. Schon damit ist das Urteil gesprochen, selbst wenn man davon absieht, daß es ja schon einiger Unverfrorenheit bedarf, für ein Schließen der Energielücke für wenige Jahrzehnte die Nachkommen über Jahrtausende mit den Folgen zu belasten. Liegt also die Zukunft der fossilen Energien bei der Kohle? Die Nutzung fossiler Energien durch den Menschen begann mit ihr. Trotzdem sind die Kohlevorräte immer noch größer als die aller anderen fossilen Energieträger und reichen bei heutigem Verbrauch in der Tat noch für 200 bis 300 Jahre. Da gerade die oberflächennahen Vorkommen relativ billig erschlossen werden können, ist hier sicherlich die zukünftige Förderung in den nächsten 50 Jahren eher von Umweltaspekten geprägt als von der Begrenztheit der Ressourcen. Der Weltkohleverbrauch nahm 1998 um 2,4 % ab. In China ging der Kohleeinsatz seit 1996 sogar um 10 % zurück. Erstmals seit sechs Jahren gingen 1998 die weltweiten CO2 Emissionen zurück [BPAMOCO, 1999]. Das World Watch Institut wertet dies bereits als eine Trendwende in der Klimadebatte, da es auf eine Entkoppelung von Wirtschaftswachstum und Energieverbrauch hinweist. Wir stehen erst am AnfangEine langfristig verträgliche Energieversorgung kann nicht über Energieträger erfolgen, die einem begrenzten Vorrat entnommen werden, sondern muß auf der Umwandlung von Solarenergie erfolgen. Dies mag die direkte Umwandlung in Strom und Wärme sein, oder die indirekte Nutzung über Windenergiekonverter, Wasserkraft, Biomasse etc. In Zukunft wie heute wird es ein großes Spektrum von Wandlungstechnologien geben, die dem jeweiligen Kontext angepaßt sind. Heute brauchen wir uns eigentlich nicht darum zu sorgen, welchen Anteil welche Technologie im x Jahren haben wird. Es genügt zu wissen, daß große Potentiale vorhanden sind. Wie weit diese dann tatsächlich ausgeschöpft werden, wird die Weiterentwicklung der einzelnen Technologien und deren Kosten im Verhältnis zu Konkurrenztechnologien zeigen. Heute ist es vorrangig, mit einer ernsthaften Markteinführung zu beginnen. Erst dann werden wir die realisierbaren Potentiale erkennen. Daß die Potentiale groß sind, zeigen bereits einfache Überlegungen: Im globalen Mittel erreicht die von der Sonne auf die Erdoberfläche gestrahlte Energie eine Leistungsdichte von ca. 200 W/m² . Auf die gesamte Erdoberfläche strahlt damit etwa zehntausend mal soviel Sonnenenergie wie die Menschheit heute verbraucht. Wollte man den gesamten Endenergieverbrauch des Jahres 1998 mit Solarenergie bei 5 % Gesamtwirkungsgrad decken - dieser niedrige Wirkungsgrad soll alle Verluste über Erzeugung, Speicherung und Transport berücksichtigen - , so müßte in äquatornahen Gegenden mit 2000 kWh/m² jährlicher Einstrahlung eine Fläche mit einer Kantenlänge von etwa 900 km mit Solarabsorbern überdeckt werden. Dieses Beispiel soll nur die Größenordnung illustrieren. Natürlich würde man versuchen, einen großen Teil der Energie dezentral im Verbraucherland mit dann wesentlich höherem Gesamtwirkungsgrad zu erzeugen. Natürlich würden viele Solarabsorber über ohnehin bebauten Flächen installiert werden. Natürlich wird der tatsächliche Flächenbedarf durch die Nutzung von Biomasse, Wasserkraft, Windenergie, Geothermie deutlich reduziert. Die Firma Shell veröffentlichte bereits 1994 ein Weltenergieszenario, in dem der Anteil der Erneuerbaren Energieträger bis 2050 auf einem Niveau für möglich gehalten wird, der dem heutigen Primärenergiebedarf entspricht [KASSLER, 1994]. Für die Europäische Gemeinschaft wurde in einem konkreten Szenario nachgewiesen, wie der Übergang von der heutigen Energieversorgung auf eine vollkommen emissionsfreie Energieversorgung innerhalb von zwei Generationen erreicht werden kann. Grundlage dieses Szenarios ist, daß der Energiebedarf durch verbesserte Technologien auf etwa die Hälfte gesenkt werden kann [TERES, 1994]. Daß die vollkommene Umstellung der Energieversorgung auf emissionsfreie Energieträger möglich ist, ist inzwischen unstrittig, allenfalls die Zeithorizonte und die finanziellen Aufwendungen können noch diskutiert werden. Daß der heute hohe spezifische Energieverbrauch in den Industrieländern mit bis zu 20 kW pro Einwohner (z.B. die Vereinigten Arabischen Emirate oder Luxemburg) auf ein vernünftiges Maß reduziert werden muß und auch ohne Einbuße an Lebensqualität reduziert werden kann, dürfte ebenfalls unstrittig sein [DÜRR, 1996]. Die neuen TechnologienIn den Industrieländern haben wir heute eine weitgehend zentrale Struktur der Energiewirtschaft. Diese ist historisch entstanden. Alte Kraftwerksturbinen hatten einen umso höheren Stromerzeugungswirkungsgrad und geringere Kosten pro erzeugtem Strom je größer das Kraftwerk war. In einem Flächenland, wie die meisten Entwicklungsländer es sind, ist dies aufgrund der hohen Infrastrukturkosten ökonomisch nicht mehr durchführbar. Eine Umstrukturierung der Energiewirtschaft zu dezentralen Strukturen ist notwendig. Hierzu benötigte Technologien sind vielfältig. Unseres Erachtens ist der Raumwärmebedarf fast vollständig durch technologische und bauliche Maßnahmen ersetzbar. Zwei im folgenden beschriebene Technologien können einen bedeutenden Beitrag zur Stromerzeugung liefern: Die Solarzelle und die Brennstoffzelle. Im Unterschied zur Verbrennungskraftmaschine sind Materialaufwand, Wirkungsgrad und Kosten weitgehend unabhängig von der Größe. Daher werden sie in einer dezentralen regenerativen Energiewirtschaft eine wichtige Aufgabe übernehmen. Beide Technologien haben ihre technologische Eignung bereits bewiesen. Daß heutige Kosten noch relativ hoch sind, darf nicht über ihre Möglichkeit in einem Massenmarkt hinwegtäuschen. Ähnlich wie erste Computer oder Funkgeräte im Vergleich zum heutigen PC oder Handy wie unerschwingliche Fossile wirken, wird der beginnende Markt beide Technologien rasant verbessern und verbilligen. Kostete ein Photovoltaiksystem vor 10 Jahren noch um 35.000 DM pro kW Anlagengröße, so hat sich dieser Preis bis heute auf ein Drittel reduziert. Damit liegt man in Mitteleuropa etwa um den Faktor drei bis vier über den Stromkosten privater Haushalte. Gegenwärtig wächst der Weltmarkt trotz nur in bestimmten Anwendungsfällen bereits heute konkurrenzfähigen Kosten um 20 – 30 % pro Jahr. Weltweit ist etwa 1 GW an Leistung installiert – dies entspricht der Kapazität eines Kernkraftwerkes [ZITAT1, 1999]. Das globale Marktvolumen betrug 1998 bereits 1 Mrd DM. Herrschte lange Zeit nur ein mäßiges Interesse von großen Firmen an der Photovoltaik, so entdecken seit einigen Jahren die großen Ölkonzerne wie Shell und BP diese Technologie für ein künftiges Geschäftsfeld. Shell hat hierzu vor einem Jahr den fünften Geschäftsbereich Shell International Renewables eingerichtet. Innerhalb weniger Jahre soll dieser mit großem finanziellen Aufwand ausgebaut werden. Man strebt an, bis zum Jahr 2010 einen Anteil von 10 % am Weltmarkt zu erreichen. In ähnlicher Weise wurde BP über den Zusammenschluß mit Amoco zum weltgrößten Anbieter von Photovoltaikprodukten. Auch hier beginnt man, ernsthaft in die neuen Technologien zu investieren. Und mit jedem Sprung in größere Produktionsanlagen werden die Kosten sinken und damit die Attraktivität steigen. Ebenfalls seit über zehn Jahren erreicht der Windenergiemarkt deutliche Zuwachsraten im zweistelligen Prozentbereich [ZITAT2, 1999]. Weltweit sind bereits mehr als 11 GW Erzeugungskapazität installiert – dies entspricht der Stromerzeugung von etwa drei Kernkraftwerken. Gegenüber 1997 ein Zuwachs um 50 %. Das Marktvolumen betrug 1998 fast 4 Mrd DM; allein in Deutschland waren es mehr als 1 Mrd DM. Auch hier sind Mineralölkonzerne wie Shell oder der amerikanische Konzern ENRON vertreten. Brennstoffzellen bilden eine weitere wichtige Komponente im Übergang zu einer dezentralen auf Erneuerbaren Energien beruhenden Energieversorgung. Auf elektrochemischem Weg wird mit hohem Wirkungsgrad Strom aus Wasserstoff oder einem anderen geeigneten Gas erzeugt. Die Markteinführung von kleinen Systemen für die Hausenergieversorgung wird heute vorbereitet. Im Fahrzeugbereich rechnet man in etwa 5 Jahren mit dem kommerziellen Einsatz. Wie gehen die verschiedenen Akteure damit um ?Sowohl Öffentlichkeit als auch Politik sehen die drei Themen Klimaproblematik, Neue Energietechnologien und Resourcenproblem weitgehend isoliert voneinander. Wird eine Verbindung der Emissionsproblematik mit dem Erstarken regenerativer Energietechnologien noch eher gesehen, so wird ein Zusammenhang mit einer beginnenden Resourcenproblematik bei fossilen Energieträgern eher nicht wahrgenommen. Unseres Erachtens beeinflussen sich jedoch alle drei Themenbereiche gegenseitig. Dieser größere Kontext wird am ehesten von den industriellen Akteuren, nämlich den betroffenen Mineralölkonzernen selbst wahrgenommen. Offiziell wird ein Resourcenproblem durch Vertreter der Minerlaölindustrie vehement geleugnet. Nur vereinzelt äußern sich exponierte Vertreter in diese Richtung. So konstatierte der ehemalige Vorstand des italienischen Ölkonzerns ENI, Bernabe, 1998 in einem Interview mit der Zeitschrift Forbes, daß er das Maximum der weltweiten Ölproduktion um das Jahr 2005 erwarte [BERNABE, 1998]. Auch der Vorstand der deutschen Shell , Fritz Vahrenholt, äußert sich inzwischen öffentlich über ein baldiges Maximum der Rohölproduktion [VAHRENHOLT, 1999]. Uns erscheint es jedenfalls nicht als Zufall, daß Konzerne wie BPAmoco und Shell aus der Einheitsfront der Öl- und Automobilkonzerne ausscherten, und im Gegensatz zu ihrer Lobbyvertretung, der Global Climate Coalition, im Treibhauseffekt ein ernstzunehmendes Problem sehen, dem man eine Lösung entgegensetzen muß. Fast zeitgleich mit den ersten Äußerungen dieser Einsicht wurde das Engagement dieser Firmen in neue Energietechnologien manifest. Neben Solarenergie, Windenergie und Biomasse wird dort auch das Thema Wasserstoff als Kraftstoff zunehmend aufgegriffen. Vor dem skizzierten Hintergrund erscheint uns dieser Wechsel der Konzerne plausibel und naheliegend. Es überrascht uns nicht, daß sowohl Shell als auch BPAmoco beginnen, ihr Engagement im konventionellen Ölgeschäft zu reduzieren. Beide zogen sich dieses Jahr aus dem kanadischen Ölgeschäft zurück. Es überrascht uns ebenfalls nicht, daß eben nicht in Kernenergie als vielversprechende Energieoption investiert wird, sondern gleich in Erneuerbare. Daß das Engagement im Erdgassektor ausgebaut wird, ist durchaus stimmig, da sich hier für einige Jahrzehnte noch ein lukratives Geschäftsfeld aufbauen läßt, dessen Investitionen sich bereits innerhalb weniger Jahre amortisieren. Die Politik kann sich dieser Sichtweise bisher nur schwer anschließen. Das Department of Energy in den USA beispielsweise sieht in seinen Energieprognosen eine deutlich wachsende Ölproduktion auch außerhalb der OPEC [EIA, 1999b]. Begründet wird dies mit großen Erwartungen auf die verbesserte Ausbeutung vorhandener Ölfelder, auf große Neufunde im offshore-Bereich und letztlich auf die Erschließung nichtkonventioneller Öl- und Gasresourcen. Auch in der deutschen Politik wird das Problem begrenzter Erdölresourcen offensichtlich überhaupt nicht wahrgenommen. Anders in Norwegen: Dort wird offen über ein nahendes Produktionsmaximum diskutiert. Die veröffentlichten Angaben zeigen, daß man sich in der Bewertung der Erfolge der neuen Fördertechnologien geirrt hat. Reservenabschätzungen werden dort von Jahr zu Jahr nach unten korrigiert [MPE, 1998]. Aber auch auf internationaler Bühne werden von der Internationalen Energieagentur alte Energieprognosen vorsichtig korrigiert. In dem 1998 veröffentlichten „International Energy Outlook 2020“ wird ein deutlich steigender Energie- und Ölbedarf prognostiziert [IEA, 1998]. Jedoch wird die zunehmende Abhängigkeit in der Ölproduktion von wenigen OPEC-Staaten deutlich wahrgenommen. Darüber hinaus werden bis 2020 fast 20 % des benötigten Öls aus sogenannten „non identified unconventional oil resources“ gedeckt. Um die Unsicherheit zu unterstreichen, wird dieser Anteil neben identifzierten unkonventionellen Ölressourcen als „balancing item“ eingeführt. Mit anderen Worten: Man hat keine Vorstellung, woher dieses Öl kommen soll. Es ist schwer vorstellbar, daß die zunehmende Marktmacht des Nahen Ostens keinen großen Einfluß auf den Ölpreis haben soll. Als ein Vorspiel mag man die großen Preisfluktuationen der Jahre 1998/99 werten. Die Drosselung der Ölförderung der OPEC um etwa 10 % konnte den Ölpreis mehr als verdoppeln. Diese große Nervosität der Märkte auf kleine Angebotsschwankungen sollte einem verdächtig verdächtig. Es ist offensichtlich, daß solche Förderfluktuationen nicht mehr lange durch Nicht-OPEC-Staaten ausgeglichen werden können. Dann würden die OPEC-Staaten gegen ihre eigenen Interessen handeln, wenn sie diese Situation nicht ausnutzen würden. Am stärksten von diesen Umwälzungen sind die Produzenten von Gütern betroffen, die mit Erdöl betrieben werden. Vor allem für die Automobil- und die Flugzeugindustrie sind diese Abhängigkeiten existentiell. In der Automobilindustrie beginnt man das Problem ernst zunehmen. So äußerte sich der Vorstand von Honda, Hiroyuki Yoshino: „We are now facing a global energy crisis. I know you ´ve heard this before, but this time it´s for real!“ [SCHREFFLER, 1998] Weltweit arbeitet man an der Entwicklung neuer Antriebssysteme, die eine Abkehr vom Mineralöl ermöglichen. Dies ist in der Automobilindustrie einmalig, nachdem über hundert Jahre keine ernsthafte Alternative zum Verbrennungsmotor erprobt wurde. Die Flugzeugindustrie scheint das Problem allerdings noch viel zu wenig zu beachten. Dies ist umso verwunderlicher, da aufgrund der hohen Sicherheitsanforderungen lange Vorlaufzeiten bis zur Einführung neuer Technologien bestehen. AusblickDie nächsten Jahre bis zum Erreichen des weltweiten Fördermaximums wird es wahrscheinlich noch eine Serie von heftigen Preisausschlägen nach oben und nach unten geben. Erst nach dem Überschreiten des Fördermaximums wird die Instabilität der Ölpreise wohl beendet sein. Der Markt spiegelt dann die langfristigen Knappheiten wider. Das Ölpreis-Niveau wird deutlich höher sein als heute. Damit entsteht für Verbraucher und Investoren ein langfristiges Signal, und man wird versuchen, Öl systematisch durch andere Energieträger zu ersetzen. Wie schnell diese Anpassungsprozesse sein werden, und welchen Effekt sie auf das Preisniveau haben werden, ist im Detail nicht vorherzusagen. Wir glauben, daß die Einsparpotentiale sehr viel größer sind als man gemeinhin annimmt. Langfristig wird Öl als Energieträger immer weniger wichtig werden. Es ist ganz wichtig, daß die Endlichkeit des Öls als ein aktuelles Problem wahrgenommen wird und nicht als eines, das man erst in einigen Jahrzehnten ernsthaft angehen muß. Erst dann kommt in die Köpfe, daß wir mit einem grundlegenden Umbau unserer Energieversorgung jetzt beginnen müssen, schnell beginnnen müssen, und daß es dazu keine Alternativen gibt.
|
|
[Balali, 1999] FOCUS – Iran makes massive $100 bln oil find, Reutersmeldung vom 28. September 1999 [Barney, 1980] Global 2000 – Der Bericht an den Präsidenten, [BGR, 1995] Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen 1995 [Blanchard, 1999] The impact of declining major north sea oil fields upon future north sea production (http://www.hubbertpeak.com/blanchard) [BPAmoco, 1999] BP-Amoco Statistical Review of World Energy [BPAmoco,
1999b] BP Amoco Press Release: World Energy Demand Down in 1998. [BERNABE, 1998] Artikel in Forbes,... [BROWN, 1997] State of the world 1997, World Watch Institut, New York [Campbell, 1995] The world oil supply 1930 – 2050, Petroconsultants, Genf [Campbell, 1997] A European View of Oil Reserves, Hubbert Center Newsletter, April 1997 [CAMPBELL, 1998] The coming oil crisis, Multiscience Publishing, Essex, 1998 [CAMPBELL, 1999] Deepwater oil – the end of the endgame, Hubbert Center Newsletter, Oktober 1999 [DÜRR, 1996] Vom Energieverbrauch in einem begrenzten Umweltraum, GCN [EIA, 1999] US Energy Information Administration, 1999 (USA-Importe und Zahlen) [EIA, 1999b] Energieprognose über künftige Ölförderung non-OPEC(Energy Outlook) [Finlayson, 1999] The UK offshore oil and gas industry – the beginning of the end or the end of the beginning? (http://www.shell.co.uk/news/speech/spe_beginning.htm) [Hubbert, 1974] .... [IEA, 1998] International Energy Outlook 2020, IEA, Paper..., 1998 [Kassler, 1994] Energy for development, Shell selected Paper, November 1994 [IVANHOE, 1996] Oil Reserves and semantics, (http://hubbert.mines.edu/news/v96n1/mkh-new1.html) [MPE, 1998] Norwegian Petroleum Activity 1998, Published by Royal Mi...(auch veröffentlicht unter http://odin.dep.no/html/nofovalt/depter/oed/publ/pfakta97) [Müller, 1999] Interview mit Wirtschaftsminister Müller in Vorwärts 11/99, Seite 34 [OECD, 1998] Nuclear energy data, 1998, Nuclear energy agency, OECD, Paris [Oil&Gas] International Oil & Gas Journal... [RRC, 1999] Texas Railroad commission oil & gas division, http:// [Sadik, 1990] Weltbevölkerungsbericht 1990, Deutsche Gesellschaft für die Vereinten Nationen [Sadik, 1999] Weltbevölkerungsbericht 1999, Deutsche Stiftung Weltbevölkerung, Hannover [SCHINDLER, ZITTEL, 1998] Wie lange reicht das billige Öl, Scheidewege, 1998/1999, Max-Himmelheber Verlag, Baiersbronn, Seite ... [Shreffler, 1998] The Hydrogen and Fuel Cell Letter, Dec. 1998 [TERES, 1994] The European Renewable Energy Study, 1994 [UKOOA, 1995] British off-shore [VAHRENHOLT, 1999] Wir sind nicht angetreten, Geld zu verbrennen - Interview mit Shell-Vorstsand Vahrenholt über das Engagement in der Sonnenenergie, Frankfurter Rundschau am 2.11.1999 [ZIEMEN, 1980] Die Bäume wachsen nicht in den Himmel – Reflexionen über den Fortschritt, Phys. Bl. 9 (1980), Seite ... [ZITAT1, 1999] PV-Weltmarktentwicklung [ZITAT2, 1999] WKA-Weltmarkt |
|
