Nordseeöl

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Bohrinsel Mittelplate (Ölfeld) im Schleswig- Holsteinischen Wattenmeer

Mit Nordseeöl werden Kohlenwasserstoffe (Erdöl und -gas) bezeichnet, die unter dem Boden der Nordsee lagern. Anfang der 1960er-Jahre wurde Öl in der Nordsee entdeckt, die Förderung begann 1971. Nach der Ölkrise von 1973 wurde die Nordseeförderung in großem Stil rentabel und ausgebaut. 1975 wurde eine Pipeline nach Teesside, Großbritannien, eröffnet.

Fünf Länder haben die Nordsee nach ihren Fördergebieten eingeteilt: Norwegen, Großbritannien, die Niederlande, Dänemark und Deutschland. Die Produktion von Nordseeöl hatte ihr Ölfördermaximum 1999, damals betrug die tägliche Ölproduktion knapp 6 Millionen Barrel (950.000 Kubikmeter). 2004 ging die Produktion von Nordseeöl um 10 Prozent (230.000 Barrel) zurück und im Jahr 2005 nochmals um 12,8 Prozent. Deshalb wurde Großbritannien 2006 vom Nettoölexporteur zur Importnation. Es wird erwartet, dass die Ölproduktion der Nordsee bis 2020 auf 2 Millionen Barrel zurückgehen wird.

Entstehung und Vorräte[Bearbeiten]

Wichtige Öl- (grün) und Gasvorkommen (rot) in Europa.

Fast die gesamten Erdölvorräte der Nordsee sind das Ergebnis von Grabenbildungen im Oberjura, lokal begrenzt auch noch in der Unterkreide. Diese traten auf, als der Atlantik begann, sich zu öffnen. Dabei entstanden die Grabensysteme von Viking Graben, Central Graben und Moray Firth, die radial von einem vulkanischen Mittelpunkt ausgingen. Während der Grabenbildung lagerten sich kohlenstoffreiche marine Sedimente (kalkiges Tonmineral Kimmeridge Clay) ein.[1]

Durch den Kollaps des Grabensystems und die thermische Setzung seit der Oberkreide lagerten sich weitere Sedimente in den Gräben ab. Diese waren aber nicht ausreichend, um die Gräben zu füllen, so dass die Nordsee zu Beginn des Paläogen von drei großen Tiefseegräben durchzogen wurde. Erst im Paläogen füllten sich diese auf, so dass dort die Sedimentschichten bis zu drei Kilometer dick sind.[2]Während des Paläogen bildeten sich aus den ersten Sedimenten, die während der Grabenbildung eingelagert wurden, mehrere Kilometer unter der Oberfläche Erdöl.[1]

Nach seiner Bildung wanderte das Erdöl vor allem vertikal durch die Gesteinsschichten, signifikante horizontale Wanderungen gibt es vor allem in Oberjura und Tertiärgesteinen. Die Erdölvorräte liegen entlang einer Nord-Süd-Linie in der Mitte der Nordsee mit einer Konzentration im „East Shetland Basin“, die Gasvorräte sind vor allem in der „Southern Bight“ vor der niederländischen Küste.[3]

Insgesamt befinden sich mehrere Dutzend Ölfelder in der Nordsee, wobei sich fast das gesamte Öl in wenigen großen Felder befindet:[4]

Name Sektor Entdeckt Förderungs-
beginn
Reserven
(geschätzt in mrd. Barrel)
Maximale Kapazität
(Barrel / Tag)
Statfjord NorwegenNorwegen Norwegen 1974 1979 4.5 740.000
Ekofisk NorwegenNorwegen Norwegen 1969 1971 3.8 300.000
Oseberg NorwegenNorwegen Norwegen 1979 1988 2.8 500.000
Forties Vereinigtes KonigreichVereinigtes Königreich Vereinigtes Königreich 1970 1975 2.7 520.000
Brent Vereinigtes KonigreichVereinigtes Königreich Vereinigtes Königreich 1971 1976 2.4 440.000
Gullfaks NorwegenNorwegen Norwegen 1978 1986 2.3 530.000
Draugen NorwegenNorwegen Norwegen 1984 1993 2.0 210.000
Snorre NorwegenNorwegen Norwegen 1979 1992 1.4 360.000
Ninian Vereinigtes KonigreichVereinigtes Königreich Vereinigtes Königreich 1974 1978 1.2 300.000
Heidrun NorwegenNorwegen Norwegen 1985 1995 1.1 225.000
Valhall NorwegenNorwegen Norwegen 1975 1982 0.9 168.000
Buzzard Vereinigtes KonigreichVereinigtes Königreich Vereinigtes Königreich 2001 2006 0.5 180.000

Geschichte der Ausbeutung[Bearbeiten]

Erste Entdeckungen[Bearbeiten]

Bohrplattform Beryl Alpha

Kleinere Gasfelder an der britischen, niederländischen und deutschen Nordseeküste waren seit den 1930er Jahren bekannt. Ab 1939 begannen auch erste Explorationsbohrungen in Dänemark.[5] Aber erst 1958 entdeckten Geologen durch Zufall bei Slochteren in der niederländischen Provinz Groningen ein Erdgasfeld. Es ist das größte Gasfeld Europas und gehört zu den größten Gasfeldern der Welt. Damit führte es eine neue Qualität in die erwartete Förderung ein. Da sich dieselbe geographische Formation, die das Gas in Groningen enthielt, bis an die englische Küste bei Yorkshire fortsetzt, lag die Vermutung nahe, dass sich das Gas auch unter dem Meer zwischen den beiden Ländern befindet. Jedoch waren zu diesem Zeitpunkt die Besitzrechte an der Nordsee im Hochseebereich unklar, ebenso wie das schwere Wetter und die Wassertiefen damals noch ungelöste und nur teuer zu lösende Probleme zur Förderung darstellten.[6]

Auf Grund der unklaren Rechtslage unternahm ein Konsortium aus Royal Dutch Shell und Esso in den frühen 1960er Jahren Probebohrungen vor der niederländischen Küste, stellte diese aber wieder ein, bis die Continental Shelf Convention der UNO 1964 geltendes Recht geworden war und die Aufteilung der Nordsee geregelt wurde. Die wichtige Grenze zwischen dem Vereinigten Königreich und Norwegen, den beiden Ländern mit der längsten Küstenlinie, verlief danach etwa südlich entlang des 62. Längengrads Nord dem Meridianprinzip zwischen beiden Küsten folgend.[6] Norwegen erteilte 1963 der Phillips Petroleum Company einerseits und einem Konsortium aus Exxon, Shell, British Petroleum und CFP andererseits auch Explorationslizenzen im norwegischen Sektor. Der Staat versuchte die Kontrolle über die transnationalen Firmen zu behalten, indem es erst Explorationslizenzen erteilte und erst später auch Produktionslizenzen.[7]

1965 entdeckte BP das erste britische Gas im „West Sole Field“, 1966 und 1967 folgten größere Gasfelder, die auch den südlichen britischen Nordseebereich als gasreich identifizierten,[8] ebenso wie im selben Jahr das erste Ölfeld im dänischen Sektor entdeckt wurde.[5] Ende der 1960er Jahre bewegten sich die Firmen weiter in Richtung Norden, wo sie sich mehr Öl erhofften.[6] 1969 entdeckte die Phillips Petroleum Company im norwegischen Sektor das „Ekofisk“-Feld – damals eines der 20 größten Erdölfelder der Welt, das sich zudem durch sehr hochwertiges schwefelarmes Öl auszeichnete. Die erste kommerzielle Ausbeutung erfolgte ab 1971, das Ekofisk-Öl wurde erst mit Tankern, ab 1975 mit einer Pipeline ins englische Cleveland geleitet.[8] Ebenfalls 1971 entdeckten Geologen mit dem im dänischen Sektor liegenden „Dan“-Feld das mit Abstand größte Feld außerhalb des britisch-norwegischen Bereichs.[5]

Nach der Ölkrise 1973[Bearbeiten]

Statfjord A im Jahr 1982

In größerem Maßstab beuten die Ölkonzerne die Vorräte der Nordsee jedoch erst seit der Ölkrise aus, als der international steigende Ölpreis dies wirtschaftlich attraktiv machte und die notwendigen hohen Investitionen rechtfertigte. Politisch wollten die europäischen Regierungen die Abhängigkeit von den OPEC-Staaten vermindern, aus denen damals etwa 80 % des in Europa benötigten Öls kam. Besonders Norwegen bemühte sich, nicht in die Abhängigkeit von internationalen Ölunternehmen zu geraten. Die Regierung gründete 1972 die Unternehmen Statoil und Norsk Hydro. Beim „Statfjord“-Feld, dem größten norwegischen Ölfeld, erhielt Statoil das erste Mal einen Mindestanteil von 50 % – eine Regelung, die danach bei allen anderen Feldern fortgesetzt wurde.[8]

1974 entdeckte Mobil das Statfjord-Feld im norwegischen Sektor, das sich zum zweitgrößten norwegischen Feld bisher entwickelte. Auch im britischen Sektor fanden Geologen kurz danach große Felder. Im Auftrag von Royal Dutch Shell und BP entdeckten sie mit den Brent- und Forties-Feldern Ölvorräte, die im internationalen Maßstab bedeutsam waren. Die Regierungen waren zeitweise erfolgreich darin, die Kontrolle der OPEC über den Ölmarkt aufzubrechen. Deutlich wurde dies Ende 1985, als sowohl Großbritannien als auch Norwegen ankündigten, die Förderkapazitäten zu erhöhen und sich nicht an Preisabsprachen durch die OPEC zu beteiligen. Der Ölpreis von Brent sank von 27 Dollar pro Barrel Ende 1985 auf 13,30 Dollar pro Barrel im März 1986, andere Ölsorten verloren ähnlich an Wert.

1981 entdeckten Norweger das „Gullfaks“-Feld, 1986 begannen sie die Produktion im drittgrößten norwegischen Ölfeld. Es war das erste Feld, welches exklusiv von norwegischen Unternehmen ausgebeutet wurde. 1987 übernahm Statoil auch die Führung im Statfjord-Konsortium. Aufgrund staatlicher Förderung existieren mittlerweile 600 norwegische Privatunternehmen, die im Ölsektor aktiv sind.[8] Zu Beginn vor allem noch im eigenen Land, sind diese heute auch international tätig. Der breiteren Öffentlichkeit bekannt ist die in Norwegen entwickelte Condeep-Technik für Bohrinseln.

In den 1980er Jahren ereigneten sich auch Katastrophen auf dem Meer. 1980 kenterte die Plattform Alexander Kielland, die sich im norwegischen Ekofisk-Feld befand. Die zu Philipps Petroleum gehörende Plattform wurde von mehreren großen Wellen, darunter vermutlich auch eine Monsterwelle, getroffen. Ein Bein, auf dem sie schwamm, brach, die Plattform kenterte, von den 212 Mann Besatzung ertranken 132.[9] 1988 brannte die schottische Plattform Piper Alpha, was 185 Todesopfer forderte.

In den 1980er und 1990er Jahren folgten weitere große Entdeckungen von Ölfeldern. Obwohl die Produktionskosten vergleichsweise hoch sind, haben die hohe Qualität des zu fördernden Öls, die politische Stabilität der Region und die Nähe zu den Absatzmärkten Westeuropas die Nordsee zu einer wichtigen Ölregion werden lassen.

Erschlossen und Erschöpft[Bearbeiten]

Ölplattform

Mittlerweile gibt es im Meer 450 Bohrinseln, die Nordsee ist das wichtigste Gebiet der Offshore-Förderindustrie. Die meisten Plattformen befinden sich im britischen Sektor der Nordsee, gefolgt vom norwegischen, dem niederländischen und dem dänischen Sektor. Der britische und der norwegische Sektor enthalten dabei mit Abstand die größten Ölreserven. Schätzungen gehen davon aus, dass sich allein im norwegischen Sektor 54 % der Öl- und 45 % der Gasreserven befinden. Bedeutende Ölfelder sind neben dem Ekofisk-Feld auch das norwegische Statfjord-Feld, zu dessen Erschließung erstmals die Norwegische Rinne mit einer Pipeline überwunden wurde. Das norwegische Staatsunternehmen Statoil erhält per norwegischem Gesetz mindestens 50 Prozent der Anteile an Ölfeldern, die im norwegischen Sektor liegen. Das größte Erdgasfeld der Nordsee ist das Troll-Feld. Es liegt in der norwegischen Rinne in einer Tiefe von 345 Metern, so dass große Anstrengungen unternommen werden mussten, um es überhaupt zu erschließen. Die Bohrplattform ist mit 472 Metern Höhe und 656.000 Tonnen Gewicht die größte Offshore-Bohrplattform und das größte jemals von Menschen transportierte Objekt.

Im Jahr 2001 war Norwegen das drittgrößte Ölexportland der Welt. Seine Ölfelder befinden sich ausschließlich offshore, wobei sich die meisten auf eine Wassertiefe von etwa 150 Meter konzentrieren. Im Jahr 2001 förderte das Land 3,4 Millionen Barrel pro Tag, die norwegischen Investitionen ins Öl betrugen im selben Jahr 7,5 Milliarden Dollar.[8]

Im deutschen Sektor befinden sich nur zwei Plattformen, es handelt sich bei ihm um den am wenigsten erschlossenen Sektor in dieser Hinsicht. Das größere der beiden Felder ist das Ölfeld „Mittelplate“.

Seit den 1990er Jahren fanden in der globalen Ölindustrie bedeutende Änderungen statt, die auch in der Nordsee ihre Spuren hinterließen. Die Zahl der Regierungen, die einen wirtschaftspolitischen Kurs von Liberalisierung und Privatisierung verfolgten, stieg. Die Finanzmärkte wurden volatiler, der Druck auf Energieunternehmen wuchs. Diese reagierten durch Fusionen und Zusammenschlüsse. Der erste hiervon war der Zusammenschluss von BP und Amoco in den 1990er Jahren. BP war damals der wichtigste Produzent im britischen Sektor, während Amoco sich vor allem auf der norwegischen Seite der Nordsee etabliert hatte. Ähnlich verhielt sich die Situation beim nächsten Zusammenschluss: Exxon war ein bedeutender Player im britischen Sektor, während Mobil sich auf den norwegischen Teil der Nordsee konzentriert hatte.[10]

Mittlerweile gilt die Nordsee selbst als erschlossenes Rohstoffgebiet, in dem kaum noch größere Entdeckungen zu erwarten sind. Im Januar 2006 verortete das Oil and Gas Journal (OGJ) in der Nordsee insgesamt erwiesene Reserven von 13,4 Milliarden Barrel Öl. Davon befanden sich die größten mit 57 % der Gesamtmenge im norwegischen Sektor sowie 30 % im britischen.[11] Unsicher ist noch die Lage in den Gebieten des Kontinentalhangs im Übergang zum Europäischen Nordmeer und in der norwegischen Barentssee, wo erst jetzt Probebohrungen beginnen.

Zukunft[Bearbeiten]

Condeep

2006 förderten alle Anrainer etwa 4,4 Millionen Barrel/Tag, 2005 waren es noch 4,7 Millionen gewesen. Norwegen fördert dabei 57 % der Menge mit 2,5 Millionen Barrel/Tag, das Vereinigte Königreich 34 % (1,5 Millionen), Dänemark kommt auf 8 % (352.000), Deutschland auf 1 % (27.000) und die Niederlande ebenfalls auf 1 % (23.000). Norwegen und Dänemark sind dabei Netto-Exporteure, während das Vereinigte Königreich 2006 das erste Mal seit 1980 wieder mehr Erdöl importieren musste, als es exportieren konnte.[12] In Deutschland decken derzeit die deutschen Fördermengen 2 % des Binnenbedarfs. 2005 waren Norwegen und Großbritannien nach Russland und noch vor den OPEC-Staaten die zweitwichtigsten Exporteure für Öl nach Deutschland.[13]

Seitdem die zentrale Nordsee als erschlossen gilt und dort keine Funde mehr erwartet werden, beginnen die Ölfirmen sich in Richtung des Kontinentalhangs und damit in tieferes Wasser zu orientieren. Seit den 1970er Jahren orientierten sich Shell und BP auch im Gebiet westlich der Shetlands in Wassertiefen von über 500 Metern. Es dauerte allerdings, bis BP 1992 das Foinaven-Feld und damit das erste Tiefwasserfeld der Nordseeregion entdeckt hatte. Kurz darauf folgten Schiehallion und Loyal.[14]Das erste Ölfeld im angrenzenden Europäischen Nordmeer nahm 1993 die Produktion auf. Das bisher wichtigste Feld dort, das Gasfeld Huldra, begann seine Produktion im Jahr 2001.[15]

Sektoren und Rechte[Bearbeiten]

Aufteilung der Nordsee[Bearbeiten]

Die Einteilung des Nordseebodens in Ausschließliche Wirtschaftszonen ist in einer Reihe bi- und multilateraler Verträge zwischen den Anliegerstaaten verteilt, die die jeweiligen Staaten zwischen 1965 und 1971 unterschrieben. Der Nordseeboden ist weitgehend entlang des Mittellinienprinzips aufgeteilt, nach dem die Grenzen am Meeresboden auf einer gedachten Mittellinie zwischen zwei Küstenstaaten liegen. Eine Ausnahme bildet der deutsche Bereich, zu dem der zusätzliche Entenschnabel gehört und der so bis in die Mitte der Nordsee reicht. Nach den Verträgen stehen dem Vereinigten Königreich 40 % des Nordseebodens zu, Norwegen 27 %, den Niederlanden 11 % und Dänemark 10 %; die restlichen 12 % verteilt sich auf Deutschland, Belgien und Frankreich.

Nachdem unter der Nordsee Bodenschätze gefunden wurden, nahm Norwegen die Rechte der Continental Shelf Convention für sich in Anspruch, der sich die anderen Staaten anschlossen. Während die Aufteilung in der nördlichen Nordsee relativ schnell geklärt war, nahm die Aufteilung der südlichen Gebiete größere Zeit in Anspruch. Zwischen den Niederlanden, Deutschland und Dänemark wurde der Boden nach langwierigen Auseinandersetzungen und einem Spruch des Internationalen Gerichtshofs[16] anders verteilt, da Deutschland aufgrund der Form seiner Küste sonst nur einen sehr kleinen Teil Boden im Verhältnis zur Küstenlinie bekommen hätte.

Obwohl alle fünf Förderstaaten westliche Demokratien sind, vier davon EU-Mitglieder, und sie in diversen anderen internationalen Organisationen zusammenarbeiten, gibt es bisher kaum internationale Kooperation zwischen den Regierungen. Erst im April 2005 unterzeichneten Norwegen und Großbritannien einen gemeinsamen Vertrag, der allgemein regelt, wie Ölfelder, die in beiden Sektoren liegen, behandelt werden. Bisher gab es für jeden Einzelfall einen eigenen Vertrag.[17]

Die wichtigsten Ölfelder sind Ekofisk und Statfjord im norwegischen Sektor, in dem mit Troll auch das wichtigste Gasfeld liegt, Brent und Forties im britischen Sektor sowie Dan und Gorm im dänischen Sektor.

Britischer Sektor[Bearbeiten]

Im britischen Sektor vergibt das Department of Trade and Industry Lizenzen für einzelne Blocks. Der Sektor ist in Quadranten eingeteilt, die je ein Breiten- und Längengrad im Quadrat groß sind und in 30 kleinere Blocks unterteilt, die 10 Minuten geographischer Breite und 12 Minuten geographischer Länge groß sind. Einige Blöcke sind in Unterblöcke unterteilt. Die Regierung vergibt Lizenzen in periodischen (mittlerweile jährlichen) Zeitabständen, zur Förderung neuer Firmen schreibt die Regierung teilweise Promotionslizenzen aus, die leichtere Bedingungen enthalten als bei der normalen Vergabe.

Das Vereinigte Königreich wählte einen ausschließlich privatwirtschaftlichen Weg, um die Öl- und Gasvorräte zu erschließen. Staatliche Einflussnahme gab es nur über die Regulierung und traditionell enge Beziehungen zwischen dem britischen Staat und einzelnen Akteuren wie BP.[18]

Das britische Industriezentrum liegt im schottischen Aberdeen. Das größte Ölterminal Europas liegt in Sullom Voe auf den Shetlands.

Norwegischer Sektor[Bearbeiten]

Ölförderung im norwegischen Sektor nach Ölfeldern

In Norwegen vergibt das Norwegian Petroleum Directorate Lizenzen. Die Grundstruktur besteht ebenfalls aus Quadranten von 1×1 Grad, die Blöcke sind jedoch mit je 15 Minuten geographischer Breite und 20 Minuten geographischer Länge größer. Rechte in den mehrere hundert Quadratkilometer großen Sektoren werden in Runden vergeben. Die erste fand 1965 statt, bis ins Jahr 2003 hatten insgesamt 20 Runden stattgefunden.[15]

Das Zentrum der norwegischen verarbeitenden Industrie liegt in Stavanger; die erste Ölfirma siedelte sich ironischerweise in einer unrentabel gewordenen Heringsfabrik an. In Norwegen ist die Förderung mittlerweile so organisiert, dass Design, Bau und Aufbau der Ölplattformen von unabhängigen Unternehmen geleistet wird, die dann das fertige Ölfeld an die eigentlichen Ölförderer übergeben. Im Fall der Gulfaks-Plattform beispielsweise schrieb Statoil insgesamt 1.700 verschiedene Verträge mit Spezialfirmen aus und nahm eine wichtige koordinierende Rolle im gesamten Aufbau ein.[19]

Niederlande, Dänemark und Deutschland[Bearbeiten]

Mittelplate liegt inmitten des Nationalparks Schleswig-Holsteinisches Wattenmeer. Fotografiert von der Seeseite, im Hintergrund das Büsumer Hochhaus.

Die südlichen Ausläufer des öltragenden Spaltensystems reichen bis in den dänischen Sektor hinein. Hier finden sich Quellgesteine aus dem Oberjura, die lokal auch Reservoire in darüberliegender Kreide und in Sandstein aus dem Paläogen gebildet haben. Insbesondere die in Kreide enthaltenen Vorräte sind nur aufwändig zu fördern. Das Gestein ist hier einerseits nur wenig durchlässig, andererseits neigt es dazu, unter dem Außendruck zusammenzubrechen, sobald Öl entzogen wurde.[5]

Die zuständige Behörde für den dänischen Sektor ist die Danish Energy Authority. In Quadranten von 1×1 Grad sind einzelne Blöcke 10×15 Minuten groß, die weiter unterteilt werden können. Während bis 1998 alle Konzessionen an Dansk Undergrunds Consortium vergeben wurden, hat die dänische Regierung seitdem eine „Politik der offenen Tür“ etabliert. Unternehmen können sich jährlich für eine bestimmte Konzession bewerben. Diese läuft zunächst für sechs Jahre, nimmt das Unternehmen in dem Zeitraum die Förderung auf, verlängert sie sich auf 30 Jahre.

Ölproduktion im dänischen Sektor findet seit 1972 statt. Die Förderung erreichte ihren Höchststand im Jahr 2004 mit 389 kb/d. Die Gasförderung begann 1977 und wird gegen 2009 ihren Höchststand erreichen.[5] Der dänische Sektor produzierte 2001 37 Prozent mehr Öl und Gas, als im Inland verbraucht werden konnte. Schätzungen gehen davon aus, dass diese Fördermenge bis etwa 2015 aufrechterhalten werden kann.[20] Ende der 2010er Jahre wird Dänemark vermutlich wieder ein Nettoimporteur von Energie werden.[5]

Die Niederlande und Deutschland haben ein gemeinsames Feldmuster. Im Gegensatz zu den anderen Sektoren werden hier die Quadranten nicht mit Nummern, sondern mit Buchstaben bezeichnet, die Größe einzelner Blocks beträgt 10×20 Minuten.

Das Hauptfördergebiet der Niederlande besteht aus tiefliegender Kohle aus der Kreidezeit, die durch einen natürlichen Verkokungsprozess in Gas umgewandelt wurde. Das Gas stieg auf und setzte sich in höherliegenden Gesteinsschichten aus Perm und teilweise Sandstein aus dem Trias ab. Salzschichten aus dem Perm bildeten oft einen Abschluss nach oben. Obwohl die Förderung bereits Ende der 1950er Jahre auf dem größten Gasfeld begann, die Förderung 1976 ihr Maximum erreichte und schon früh alle möglichen Gebiete erkundet waren, reichen die Vorräte noch beständig bis 2011. Die niederländischen Regierungen verfolgten von Anfang an eine Politik des langsamen Verbrauchs. Die Unternehmen produzierten weit weniger Gas, als technisch und ökonomisch möglich gewesen wäre, um den Bestand der Vorräte länger zu erhalten.[21]

Die Gesteinsschichten, die im niederländischen Sektor Gas beinhalten, setzen sich weiter nach Osten fort und liegen auch unter Deutschland. Hier allerdings handelt es sich um schon lange erschlossene Festlandsvorräte. Die Vorräte im deutschen Sektor der Nordsee finden sich in Gestein aus dem Unterjura. Diese Vorräte sind vergleichsweise klein und haben keine Auswirkungen auf den internationalen Ölmarkt.[22] Die einzige deutsche Bohrinsel nach Öl ist das vor der schleswig-holsteinischen Küste im Nationalpark Wattenmeer gelegene Mittelplate, die einzige Gasbohrinsel A6/B4 liegt weiter im Meer im sogenannten Entenschnabel des deutschen Nordseesektors.

Die deutsche Gasförderung deckt etwa 20 % des Binnenbedarfs.[13]

Beteiligte Firmen[Bearbeiten]

Die Kosten für den Markteintritt sind selbst für die kapitalintensive Branche sehr hoch. In der Nordsee arbeiten so fast ausschließlich transnationale Konzerne, die die Kosten mehrere Jahre tragen können, bevor sie Einnahmen haben. Die Umweltbedingungen insbesondere in der nördlichen Nordsee stellen hohe Anforderungen, Sicherheits- und Umweltstandards in europäischen Gewässern sind vergleichsweise hoch, und das Risiko, nichts zu finden, ist im Vergleich zu anderen Öl- und Gasgebieten hoch. Die durchschnittlichen Kosten einer Erkundungsbohrung betrugen 1976 3,5 Millionen Pfund, 1980 waren es 7 Millionen und 1985 schließlich 9 Millionen Pfund. Die Erschließungskosten sind dann noch einmal bedeutend höher. Bei kleinen Ölfeldern liegen sie bei etwa 25 Millionen Pfund, bei Riesen wie dem Brent-Ölfeld bei etwa 3,5 Milliarden Pfund. Die Summen müssen einige Jahre bereitgestellt werden, bevor ein Feld ausreichend produziert, um kostendeckend und dann mit Gewinn zu arbeiten,[23]

Aufgrund der Randbedingungen waren die Förderoperationen in der Hochzeit des Nordseeöls Ende der 1980er Jahre vergleichsweise konzentriert. Zwar hielten 1986 allein im britischen Sektor insgesamt 169 Unternehmen Lizenzen, nur 75 davon produzierten tatsächlich Gas oder Öl. Allerdings konzentrierte sich die Hälfte der gesamten Gasproduktion auf nur vier Unternehmen (Exxon, Shell, Elf, BGC), im Erdölbereich teilten sich drei Unternehmen (BP, Exxon und Shell) die Hälfte des Outputs.[23]

Seit den späten 1990er Jahren sind zwei gegenläufige Trends erkennbar: die technischen Ansprüche an Förderarbeiten sind gestiegen, da die einfacher auszubeutenden Felder erschlossen sind. Starke Finanzmarktzwänge und ein ausgesprochen volatiler Öl- und Gaspreis seit den 1990er Jahren fördern Economies of Scale und bevorzugen Akteure, die aufgrund ihrer Größe einflussreicher im weltweiten Markt sind. Dies förderte Konzentrationsprozesse. Auf der anderen Seite bieten die technisch anspruchsvolleren Bedingungen auch zahlreiche Möglichkeiten für hochspezialisierte kleinere Unternehmen, die bestimmte Nischen besetzen können. Während sich im britischen Sektor seit 2002 zahlreiche kleinere Unternehmen etablieren konnten, hat im norwegischen Sektor seit 1999 eine Zentralisierung stattgefunden. Wichtigster Punkt hierbei war der Kauf von Saga Petroleum, bis dahin Norwegens drittgrößtes Ölunternehmen, durch Statoil und Norsk Hydro, Nummer eins und zwei auf dem Markt.[10] Im Jahr 2007 schließlich übernahm Statoil die Öl- und Gasoperationen von Norsk Hydro, so dass im norwegischen Ölmarkt nur noch ein großer Player unterwegs ist.[24]

Alle großen Ölkonzerne waren an der Förderung beteiligt, in den letzten Jahren haben aber große Ölkonzerne wie Shell oder BP die Ölförderung in dem Gebiet bereits eingestellt, und die Fördermenge geht seit 1999 aufgrund fehlender Reserven kontinuierlich zurück. Allein 2004 um 10 % und 2005 um weitere 12,8 %.[25] Noch steigt allerdings die Gasausbeute. Ihren Hochstand erreichte die Förderung 1999, als fast 6 Millionen Barrel (950.000 m³) Erdöl und 280.000.000 m³ Erdgas täglich gefördert wurden.

Umweltbedingungen und Infrastruktur[Bearbeiten]

Die Ölförderung in der Nordsee ist vergleichsweise aufwändig. Obwohl die Nordsee im Schnitt relativ flach ist, reichen die Tiefen im Norden bis zu 200 Metern, in der Norwegischen Rinne über 500 Meter. Das Wetter der Nordseeregion stellt hohe Anforderungen an das Material. Ein dominantes Hoch über den Azoren und ein dominantes Tief über Island sorgen für instabiles Wetter. Im Winter beträgt das durchschnittliche tägliche Maximum der Windgeschwindigkeit über 50 km/h, an einem Viertel der Tage über 60 km/h. Orkanböen bis 160 km/h sind häufig, Wind über 120 km/h kann über Stunden anhalten und 30-Meter-Wellen hervorrufen. Zu Beginn der Förderung waren klare Voraussagen über die Wetterbedingungen unklar; Fischer, die die Wetterbedingungen kennen könnten, bemerkten die großen Winterstürme meistens im Voraus und mieden die hohe See zu dieser Zeit. Offshore-Bauarbeiten sind so nur in den Sommermonaten möglich. Die Öl- und Gasvorräte befinden sich meistens mehrere Kilometer unter dem Meeresboden.[23]

In der Nordsee befindet sich nur eine internationale Pipeline für Rohöl. Die 270 Meilen lange Norpipe von ConocoPhillips kann bis 810.000 Barrel pro Tag zwischen dem norwegischen Ekofisk-Feld und dem Ölterminal sowie der Raffinerie in Teesside, England transportieren.

Weit umfangreicher ist das Gasnetz. Allein von den norwegischen Bohrinseln aus liegen 8.000 Kilometer Gaspipeline im Meer, die 716 Kilometer lange Europipeline führt seit 1977 direkt ins deutsche Emden.[26]

Auswirkungen auf die Umwelt[Bearbeiten]

Denkmal für das Piper-Alpha-Unglück

Auswirkungen auf die Umwelt durch die Öl- und Gasförderung manifestieren sich in zwei verschiedenen Formen. Zum einen ist da starke, aber zeitlich begrenzte Verschmutzung, wie sie durch vereinzelte Katastrophen zustande kommt, zum anderen gibt es langfristige Effekte. Diese sind quantitativ deutlich geringer als konkrete Katastrophenfolgen, dauern jedoch teilweise über Jahrzehnte an.

Ölinseln auf der Nordsee sorgten zweimal für große Umweltverschmutzungen. Im April 1977 flossen 22.000 Tonnen Öl von der norwegischen Bravo-Insel vor die Küste Stavangers, 1988 tötete die Explosion und das darauf folgende Feuer auf der Bohrinsel Piper Alpha nicht nur 167 Arbeiter, sondern hatte auch gravierende Umweltschäden zur Folge. Der Öltanker Braer sank 1993 vor Shetland, die See war aber so schwer, dass der Seegang das Öl so gründlich im Wasser verteilte, dass nur minimale Umweltschäden feststellbar waren.

Jährlich gelangen durch die Förderung etwa 9.000 Liter Öl ins Meer. Es kommt entweder durch Lecks in den Förderanlagen dorthin oder durch Verschmutzungen im Herstellungsprozess, bei dem auch Meerwasser gefördert und gereinigt ins Meer zurückgeleitet wird. Die Menge liegt damit wahrscheinlich aber erheblich unter der, die illegal durch Schiffe ins Meer abgelassen wird; gerade die Ölteppiche, die Meeresvögel an den Küsten bedrohen, kommen selten von Bohrinseln, da diese zu weit von der Küste entfernt liegen, das Öl sich bis zur Küste bereits verteilt oder auf den Meeresgrund sinkt.

Im Sediment lagern sich durch On- und Offshoreaktivitäten organische Materialien und Kohlenwasserstoffe an. Die Biomasse im Benthos hat sich in den letzten Jahrzehnten im Umfeld der Öloperationen stark erhöht.[27]

Bedeutung[Bearbeiten]

Die ökonomische Bedeutung des Nordseeöls schwankt stark, da sie von den volatilen Ölpreisen ebenso wie von der Fördermenge abhängt. Profitabel wurde die Förderung erst mit dem Ölpreisschock 1973, besonders in den frühen 1980er Jahren kamen hohe Ölpreise und große Ertragsmengen in der Nordsee zusammen. Norwegens Staatseinnahmen allein stiegen von knapp 19 Milliarden norwegischen Kronen 1980 auf 47 Milliarden norwegische Kronen 1985. Alle Probleme des Landes – ökonomisch, politisch oder wirtschaftlich – schienen durch die Öleinnahmen lösbar, eine Haltung, die an sich unrealistisch war und auch durch sinkende Fördermengen und -preise seit Mitte der 1990er Jahre desillusioniert wurde. Im 21. Jahrhundert sanken die erschlossenen Reserven zwar weiter, durch die stark anziehenden Preise wurde es für Firmen und Regierungen in den letzten Jahren wieder lohnender, in die Nordsee und den Kontinentalschelf zu investieren. Als Vergleich betragen die Förderkosten für ein Barrel Nordseeöl zwischen 12 und 15 US-Dollar, für ein Barrel on-shore geförderten Öls in Europa um die 5 US-Dollar und im Gebiet des Nahen Ostens nur mehr 2 US-Dollar pro Barrel.

Norwegen[Bearbeiten]

Ölmuseum Stavanger

Seit den ersten Erdgasentdeckungen in der Nordsee in den späten 1950er Jahren beschloss das norwegische Parlament vergleichsweise restriktive Gesetze bezüglich Exploration und Öl-Produktion, um negative Auswirkungen der Ölförderung auf die anderen Wirtschaftssektoren zu vermeiden. Nachdem sich in den frühen 1970er Jahren abzeichnete, dass Öl – und später Gas – ein dominierender Faktor der norwegischen Wirtschaft werden könnte, entschloss sich der Staat, auch direkt als Akteur einzugreifen.[7] Die beiden größten Ölunternehmen, Statoil und Norsk Hydro, befanden sich mehrere Jahrzehnte vollkommen in Staatshand und dominierten die Förderung im norwegischen Sektor. Erst 2001 beschloss der Storting einen Teil von Statoil an internationale Unternehmen zu verkaufen. 2002 verkaufte Statoil einen Teil seiner Rohöl-Bestände an ein dänisches Unternehmen, um mit dem Geld in andere Bereiche als die Nordsee investieren zu können.[28]

Größte norwegische Ölfirma ist Statoil. Durch die staatlichen Bemühungen, einen einheimischen Ölsektor zu unterstützen, konnten zahlreiche Unternehmen entstehen, die im Ölförderprozess beteiligt sind. In Norwegen selbst sind etwa 600 Unternehmen in die Öl- und Gasproduktion eingebunden.[8] Diese hielten zur Jahrtausendwende etwa 60 Prozent des gesamten einheimischen Marktes für alle Leistungen im Umfeld der Ölgewinnung.[19] Einige dieser Unternehmen sind mittlerweile wichtige Mitspieler in ihrem Sektor im Weltmarkt. So ist Aker Solutions ein weltweit aktives Logistikunternehmen für Offshore-Ölfelder, während Petroleum Geo-Services die weltgrößte "seismis acquisition and processing company" ist.[8]

Vereinigtes Königreich[Bearbeiten]

Im Vereinigten Königreich fielen die Ölfunde in eine Zeit, in der sich die britische Wirtschaft sowieso von Kohle auf Öl als Hauptenergieträger umstellte. Während in den 1950er Jahren noch – einheimische – Kohle den Energiemarkt beherrschte, setzte sich bis in die 1970er importierte Kohle durch. Großbritannien, das in den 1950er Jahren noch 90 % seines Primärenergiebedarfs selbst deckte, erreicht 20 Jahre später nur noch 50 %. Erst steigende Ölförderung sorgte dafür, dass 1980/81 rechnerisch wieder eine vollkommene Energieautonomie gewonnen war, 1985 % produzierte das Land 15 Prozent mehr Energie, als es selber brauchte.[6] Zur Hochphase der britischen Ölförderung 1984 trug das Nordseeöl 7 Prozent zum gesamten GDP bei, seit den späten 1980ern bis zur Jahrtausendwende stabilisierte es sich bei etwa 2 bis 2,5 Prozent des GDPs. 1998 hingen direkt und indirekt etwa 350.000 Arbeitsplätze im Vereinigten Königreich am Öl.[29]

Besonders deutlich zeigte sich die Auswirkung der Ölfunde in Schottland, vor dessen Küste sich die meisten großen Ölfelder befinden. Dort gaben die Ölfunde der Autonomiebewegung Rückhalt. Die schottische Wirtschaft befand sich in den 1960er Jahren im Rückgang, und ein starkes Argument gegen eine schottische Unabhängigkeit war, dass Schottland allein ökonomisch nicht überlebensfähig wäre. Das änderte sich mit den Ölfunden, die im britischen Sektor vor allem östlich und nördlich der schottischen Küste waren. Die meisten Arbeitsplätze der Ölindustrie entstanden in Schottland, das seit den 1970er Jahren eine ökonomisch bessere Entwicklung nahm als der Rest des Vereinigten Königreichs. In Schottland selbst hat sich die Industrie und die dazugehörige Verwaltung vor allem im Großraum Aberdeen angesiedelt.[29]

Die Scottish National Party zog mit dem Slogan It’s Scotland’s oil in die Wahlen, rechnete aus, dass 90 % des britischen Öls im „schottischen Sektor“ läge, Schottland mit den Öleinnahmen einer der reichsten Staaten Europas würde und warf der britischen Regierung vor, die Einnahmen vor allem für „weiße Elefanten“ in England (dritter Londoner Flughafen, Kanaltunnel, Concorde) etc. auszugeben. Die britische Regierung argumentierte im Einklang mit dem Völkerrecht, dass es im Seerecht keine subnationalen Sektoren und folglich auch keinen schottischen Sektor gäbe, sondern das Öl und die Einnahmen daraus dem gesamten Vereinigten Königreich zuständen. Das Wahlergebnis der SNP, das 1964 noch bei 64.044 Stimmen gelegen hatte, stieg bis zur Oktoberwahl 1974 auf 839.628[30]

Niederlande, Dänemark[Bearbeiten]

Troll A

Dänemark litt massiv unter der Ölkrise von 1973. Damals kam 93 % des gesamten von Dänemark verbrauchten Öls aus dem Nahen Osten. Die Funde von Öl und Gas im dänischen Sektor der Nordsee haben das geändert. 1980 war Dänemark in der Lage, 5 % der benötigten Energie selbst zu produzieren, 1990 betrug diese Rate 52 %, bereits seit 1991 produzierte das Land alles benötigte Öl und Gas selbst. Seit Ende der 1990er Jahre ist Dänemark komplett energiesuffizient und im Jahr 2001 produzierte das Land bereits 37 % mehr Energie, als es verbrauchte.[20] Dritter Nettoexporteur ist Dänemark. Dessen Konzessionen befanden sich bis 1998 vollkommen und seitdem überwiegend in den Händen des Dansk Undergrunds Consortiums aus A. P. Møller-Mærsk, Royal Dutch Shell und Texaco. Die Pipelines werden exklusiv vom staatlichen Unternehmen DONG betrieben.

Die Auswirkungen auf die niederländische Ökonomie waren ambivalent: zum einen war das Land längere Zeit energieunabhängig und ein Nettoexporteur an Energie, zum anderen traten aber auch nachteilige Effekte auf. Dieses als Holländische Krankheit bezeichnete Phänomen trifft rohstoffreiche Länder und wurde anhand des niederländischen Erdgasbeispiels erstmals gründlich erforscht: die Einkommen, die sich mit einem Rohstoff erzielen lassen, schädigen nachhaltig andere Wirtschaftssektoren. Die Währung eines Öl- oder Gasstaats steigt so stark im Wert, dass Industrieexporte oft unrentabel werden und die Industrie in Mitleidenschaft gezogen wird. Die im Ölbereich gezahlten Löhne liegen über den Industrie- oder Dienstleistungslöhnen, so dass auch hier ein Arbeitnehmermangel entstehen kann. Zudem legen Volkswirtschaften, die auf Rohstoffexport ausgelegt sind, oft wenig Wert auf Bildung: die Arbeitsplätze im Rohstoffsektor sind meist körperlich anspruchsvoll, erfordern aber wenig Bildung. Die geringe Anzahl hochqualifizierter Arbeitsplätze lässt sich problemlos mit importierten Arbeitern aus anderen Staaten besetzen.

Auswirkungen auf den Weltmarkt[Bearbeiten]

Die Nordsee ist das wichtigste Öl- und Gasgebiet, das seit dem Zweiten Weltkrieg entdeckt wurde. Dennoch würde der Gesamtvorrat in der Nordsee nur etwa reichen, um den Weltverbrauch an Erdöl für etwa drei Jahre beliefern zu können.[3] In der Nordsee befindet sich der größte Teil der europäischen Rohöl- und Erdgasvorräte, weltweit ist die Region eine der wichtigsten Ölförderregionen außerhalb der OPEC und eine der größten Offshore-Förderregionen.[13]

Der Preis von Brent, einer der ersten in der Nordsee geförderten Ölsorten, wird heute als Standard- und Vergleichspreis für Erdöl aus Europa, Afrika und dem Nahen Osten genutzt. Der Preis liegt dabei im Schnitt etwa 10 % über dem Korbpreis für Erdöl. Dazu trägt zum einen die vergleichsweise hohe Qualität des Nordseeöls bei (vergleichsweise leicht und mit einem geringen Anteil an Schwefelwasserstoff), sowie die kurzen und damit kostengünstigen Transportwege zum bedeutenden europäischen Markt.[23]

Literatur[Bearbeiten]

  • Jerome D. Davis: The Changing World of Oil: An Analysis of Corporate Change and Adaptation. Ashgate Publishing, 2006, ISBN 0-7546-4178-3.
  • Merja-Liisa Hinkkanen-Lievonen, David Kirby: The Baltic and the North Seas. Routledge, 2000, ISBN 0-415-13282-7.
  • Roland Löffler: Milliardenquelle im Wattenmeer – Die Offshore-Förderung von Öl und Gas. Das Parlament, Nr. 25/2006. (online)
  • P. A. Ziegler: Öl- und Gas-Provinzen der Nordsee. Erdöl-Erdgas-Zeitschrift, 91, 207-217, doi:10013/epic.43526.d001.

Weblinks[Bearbeiten]

 Commons: Oil and gas platforms in the North Sea – Sammlung von Bildern, Videos und Audiodateien

Anmerkungen[Bearbeiten]

  1. a b J. R. V. Brooks u. a.: Hydrocarbon Exploration Opportunities in the Twenty-First Century in the United Kingdom. In: Marlan W. Downey u. a. (Hrsg.): Petroleum provinces of the twenty-first century, AAPG, 2001, ISBN 0-89181-355-1, S. 170–175.
  2. N. H. Woodcock, Robin A. Strachan: Geological history of Britain and Ireland Wiley-Blackwell, 2000, ISBN 0-632-03656-7, S. 381–382.
  3. a b C. J. Campbell, Siobhan Heapes: An Atlas of Oil and Gas Depletion. Jeremy Mills Publishing, 2008, ISBN 978-1-906600-26-6, S. 5.
  4. Joseph Hilyard (Hrsg.): 2008 International Petroleum Encyclopedia. PennWell Books, 2008, ISBN 978-1-59370-164-2, S. 339.
  5. a b c d e f C. J. Campbell, Siobhan Heapes: An Atlas of Oil and Gas Depletion. Jeremy Mills Publishing, 2008, ISBN 978-1-906600-26-6, S. 169–175.
  6. a b c d P. S. Johnson: The Structure of British Industry. Routledge, 2002, ISBN 0-203-01376-X, S. 28–30.
  7. a b Toyin Falola, Ann Genova: The politics of the global oil industry: an introduction. Greenwood Publishing Group, 2005, ISBN 0-275-98400-1, S. 56–57.
  8. a b c d e f g Davis S. 72–75.
  9. Craig B. Smith: Extreme waves. National Academies Press, 2006, ISBN 0-309-10062-3, S. 206.
  10. a b Øystein Noring: Liberalisation, Integration and Specialisation: The Restructuring of the European Oil Industry. In: Davis S. 123–126.
  11. Energy Information Administration: Country Analisys Briefs - North Sea, Januar 2007
  12. Energy Information Administration: Country Analisys Briefs - North Sea, Januar 2007
  13. a b c Löffler
  14. Kenneth Green u. a.: Technology, knowledge and the firm: implications for strategy and industrial change Edward Elgar Publishing, 2005, ISBN 1-84376-877-1.
  15. a b Toyin Falola, Ann Genova: The politics of the global oil industry: an introduction Greenwood Publishing Group, 2005, ISBN 0-275-98400-1, S. 204–205.
  16. International Court of Justice: Case Summary North Sea Continental Shelf Cases, Judgment of 20 February 1969
  17. Energy Information Administration: Country Analysis Briefs – North Sea, Januar 2007
  18. J.R.V. Brooks u. a.: Hydrocarbon Exploration Opportunities in the Twenty-First Century in the United Kingdom. In: Marlan W. Downey u. a. (Hrsg.): Petroleum provinces of the twenty-first century. AAPG, 2001, ISBN 0-89181-355-1, S. 168–170.
  19. a b Davis S. 78–80.
  20. a b Anita Rønne: Energy Security as Denmark's Heavy-Handed Regulation Loosens. In: Barry Barton (Hrsg.): Energy security: managing risk in a dynamic legal and regulatory environment. Oxford University Press, 2004, ISBN 0-19-927161-5, S. 253–256.
  21. C. J. Campbell, Siobhan Heapes: An Atlas of Oil and Gas Depletion. Jeremy Mills Publishing, 2008, ISBN 978-1-906600-26-6, S. 185–190.
  22. C. J. Campbell, Siobhan Heapes: An Atlas of Oil and Gas Depletion. Jeremy Mills Publishing, 2008, ISBN 978-1-906600-26-6, S. 177.
  23. a b c d P. S. Johnson: The Structure of British Industry. Routledge, 2002, ISBN 0-203-01376-X, S. 28–30, S. 33–36.
  24. Tamás Farkas: The Investor's Guide to the Energy Revolution. Lulu.com, 2008, ISBN 978-1-4092-0285-1.
  25. The Independent zum Thema
  26. Für eine Grafik siehe die Seiten des Hamburger Bildungsservers, für eine siehe das Subsea Oil and Gas Directory.
  27. S. M. Bakke, S. A. Nøland: General trends in the soft bottom environment of the Ekofisk region, Norwegian sector. In: C. A. Brebbia, J. S. Antunes do Carmo (Hrsg.): Water pollution VIII: modelling, monitoring and management. WIT Press, 2006, ISBN 1-84564-042-X, S. 55–57.
  28. Toyin Falola, Ann Genova: The politics of the global oil industry: an introduction. Greenwood Publishing Group, 2005, ISBN 0-275-98400-1, S. 157–158.
  29. a b Vince Gardiner, Michael Hugh Matthews: The changing geography of the United Kingdom. Routledge, 2000, ISBN 0-415-17901-7, S. 50–54.
  30. Peter Dorey: British Politics Since 1945. Blackwell, Oxford 1995, ISBN 0-631-19075-9.