Teil 3

3.3 Preisprognose für Heizöl 

 

„Generell macht sich die Bundesregierung keine Prognosen zur langfristigen Preisentwicklung von Öl, Kohle und Gas zu eigen.“ (Quelle: Kleine Anfrage der Abgeordneten Bärbel Höhn u.a.: Energiearmut erkennen und Lösungen anbieten, 28. August 2012, BT-Drucksache: 17/10475)

Längerfristige Prognosen für Rohstoffpreise sind naturgemäß schwierig, da es viele Einflussfaktoren gibt. Die Ölpreise werden z.B. auch von den Finanzmärkten beeinflusst, so dass ölferne Variablen wie die Geldpolitik oder Fondsstrategien eine Rolle spielen können. Hinzu kommen schwer abschätzbare technologische Entwicklungen, etwa im Bereich Elektromobilität oder Schieferöl.

Dennoch enthält jede Energiepolitik, explizit oder implizit, eine Ölpreisprognose. Häufig leider implizit, insbesondere in der Form, dass stillschweigend ein relativ stabiler Ölpreis unterstellt wird, ohne dass diese gewagte Annahme explizit zur Diskussion gestellt wird. Eine zweite Variante ist ein „Alles ist möglich“, wenn stillschweigend angenommen wird, dass Ölpreise in den kommenden Jahrzehnten ebenso gut fallen wie steigen könnten. 

Ölpreis Fehlprognosen

In den Mainstream-Studien zur deutschen Energiepolitik überwog in der Vergangenheit die Prognose, dass sich die Ölpreise nur geringfügig ändern können. Höhere Preise würden, so das Argument, an verstärkten Anstrengungen zur Ausweitung des Ölangebots und attraktiven Alternativen scheitern. Dieser sog. „Goldman-Sachs Consensus“ hielt sich auch in anderen Ländern bis weit in das letzte Jahrzehnt, obwohl die tatsächlichen Preise immer deutlicher eine andere Sprache sprachen.

Bis heute orientieren sich die meisten deutschen Planungsdokumente an den Preisszenarien der Internationalen Energieagentur (IEA). Das ist doppelt bedenklich, denn zum einen führt die IEA keine Preisprognosen im engeren Sinn durch.  Stattdessen orientieren sich die meisten Berichte entweder an der Terminpreiskurve oder an Annahmen zu steigenden Kosten der Ölförderung. Die IEA ist sich der Unzulänglichkeit dieser Hilfsmittel bewusst und macht das auch in Fußnoten explizit. Der Duktus der Berichte lädt jedoch zu – energiepolitisch weitreichenden – Missverständnissen geradezu ein, da der Preisanstieg dadurch systematisch unterschätzt wird.

Zum anderen hat die IEA den Preisanstieg seit 2003 zunächst buchstäblich „verschlafen“ und anschließend als vorübergehende Abweichung vom langjährigen Trend fehlinterpretiert.  In jüngster Zeit scheint sich dieses Muster zu wiederholen, wenn – zumindest in der politischen Botschaft – ein dauerhaftes Absinken des Ölpreises wieder für wahrscheinlich gehalten wird. Die Detailberichte der IEA legen jedoch weitaus höhere Preisrisiken nahe.

Dennoch unterstellen selbst langfristige politische Planungen im Bereich der Verkehrspolitik, der Verkehrsinfrastruktur, der Energieversorgung und der Raumordnung in Deutschland in vielen Fällen noch immer langfristig stabile, wenn nicht sogar niedrige Ölpreise. (Zum Beispiel: EWI/GWS/Prognos: „Energieszenarien für ein Energiekonzept der Bundesregierung, August 2010. Hier wird eine reale Ölpreissteigerung von 1% p.a. bis 2050 angenommen (Tab.2.3.1). Heizölpreise steigen um 0,4 c/l pro Jahr bis 2020. Ähnlich: EWI/Prognos: Auswirkungen höherer Ölpreise auf Energieangebot und -nachfrage, 2006. Hier wird 2010-2020 ein realer Rückgang der Ölpreise um 0,3 $/b p.a. angenommen.) 

Besonders bedenklich ist,

– dass die Planungsansätze die Erfahrungen der Preishausse 2008 und der aktuellen Ölforschung noch gar nicht zur Kenntnis genommen haben;

– dass die eklatanten Fehlprognosen beim Ölpreis während der letzten sieben Jahre offensichtlich nicht ausgereicht haben, die Prognosemodelle entsprechend zu überdenken.

Die Bundesregierung macht sich, wie im eingangs erwähnten Zitat deutlich wird, keine Preisprognosen zu eigen.

Diese Haltung ist schwer nachvollziehbar, wenn gleichzeitig mit Hinweis auf das gesetzliche Wirtschaftlichkeitsgebot die Weichen für die Gebäudesanierungspolitik und die Förderung erneuerbarer Energien gestellt werden sollen.

Ohne (zumindest implizite) Annahmen zur längerfristigen Entwicklung der Brennstoffpreise lässt sich die Wirtschaftlichkeit langfristig angelegter politischer Programme wie der Energiewende nicht beurteilen. Ohne Preisprognosen werden solche Projekte zwangsläufig auf Sicht gefahren. Sie irrlichtern dann ohne klaren Kurs, getrieben von tagespolitischen Imperativen und Lobby-Interessen.

Relevanz von Ölpreisprognosen

Die Preise von Öl und Gas beeinflussen unmittelbar den Lebensstandard der Bevölkerung und die Wettbewerbsfähigkeit der Unternehmen. Dadurch wird der Preisanstieg fossiler Energieträger zu einer vielschichtigen Herausforderung: energiepolitisch, wirtschaftspolitisch, verkehrspolitisch und sozialpolitisch.

Die Einflussmöglichkeiten der nationalen und europäischen Politik auf die Energiepreise sind in den letzten Jahrzehnten geschrumpft, da der Energiemix und die Verkehrspolitik einseitig auf zunächst preiswerte und leicht verfügbare, zunehmend aber knappe und teure Energieimporte ausgerichtet wurde.

Heute ist Deutschland fast vollständig von fossilen Energieimporten abhängig. Die Importabhängigkeit lag 2011 bei Öl nahe 96%, bei Erdgas um die 86% und bei Steinkohle nahe 79% (vgl. Chart). Nur bei den Erneuerbaren Energien und der Braunkohle liegt der Inlandsanteil bei 100%. Die hohe Außenabhängigkeit gilt zunehmend auch für die gesamte EU, da der Höhepunkt (Peak) der Öl- und Gasproduktion überschritten ist.

importabhängigkeit-bei-fossiler-energie

Preisanstieg und Importabhängigkeit wiegen bei Öl besonders schwer, da hier keine gleichwertigen Alternativen zur Verfügung stehen, während Gas und Kohle zumindest bei der Stromerzeugung leichter substitutierbar sind. Zudem kann auf Öl kurz- und mittelfristig nicht verzichtet werden, da ohne eine ausgedehnte Mobilität der Wirtschaftskreislauf und das soziale Leben zusammenbrächen.

3.4 Argumente für weiter steigende Ölpreise und Heizölpreise
(Zu den folgenden Argumenten ausführlicher: EnergyComment: Global Energy Briefing, Nr.77-81, Vol.4/5, 2012/2013)

Die Annahme, dass die Ölpreise im wesentlichen unverändert bleiben (oder sogar fallen werden) ist nicht nur willkürlich: Sie setzt einen Trendbruch in der Preisentwicklung voraus und sie ignoriert klare, weitgehend akzeptierte Argumente für einen weiteren Ölpreisanstieg. Insofern ist es notwendig, politische Projekte und Programme auch unter dem Blickwinkel der Stichhaltigkeit von Preisprognosen zu bewerten.

Preistrend eindeutig

Auch wenn man den unten aufgeführten Argumenten nicht folgen will, spricht doch der Preistrend der letzten 10 Jahre eine deutliche Sprache. Die Argumentationslast liegt bei der Gegenseite: Warum sollte dieser Trend plötzlich stoppen?

Selbst die in Preisfragen notorisch überoptimistische Internationale Energieagentur (IEA) rechnet mit einem Anstieg der Rohölpreise auf 216 $/b (New Policies Scenario) bzw. 250 $/b (Current Policies Scenario) im Jahr 2035. (Anm: In Preisen des jeweiligen Jahres; 2,3% p.a. Inflationsrate; IEA World Energy Outlook 2012, Paris 2012, Tab. 1.4. Auch die Erdgaspreise werden laut IEA steigen. Europäische Gasimporte kosten demnach in 2035 21,6 $/MBtu (NPS) bzw. 23,6 $/MBtu (CPS); 2011 waren es 9,6 $/MBtu.)

Das bedeutet einen erheblichen Preisanstieg, der real umso stärker ausfällt, je weniger es weiten Bevölkerungsteilen gelingt, jährliche Einkommenszuwächse zu erzielen, die mit der allgemeinen Inflationsrate Schritt halten.

Überoptimismus auf der Angebotsseite: Von der Nordsee bis zum Shale Oil

Die Wirtschaftsforscher taten sich lange schwer mit der neuen Ölwelt. Die Verknappung eines wichtigen Rohstoffes schien undenkbar.

Immer wieder wurden neue „Game Changer“ beschworen, die eine Fortsetzung steiler Verbrauchszuwachsraten ermöglichen sollten. Den Höhepunkt des Optimismus bildete wohl die Prognose des „Economist“ Ende der 90er Jahre, wonach der Ölpreis langfristig bei 5 $/b verharren werde.

Doch in den letzten 25 Jahren hat sich eine Hoffnung nach der anderen zerschlagen:

a) Das Nordseeöl schien seit den 80er Jahren die Preismacht der OPEC brechen zu können. Ende der 90er wurden 10% der globalen Ölversorgung vor unserer Haustür gefördert. Doch in den letzten 12 Jahren brach die Produktion um 70% ein, weil die Vorkommen erschöpft sind.

b) Ende der 1990er Jahre sollte die Kaspische Region zu einem „zweiten Persischen Golf“ werden. Studien vermuteten enorme Ölreserven. Der Fund des Ölfeldes Kashagan im Jahr 2000 (der größten Feldentdeckung der letzten 30 Jahre) schien alle Hoffnungen zu bestätigen.

Fakt ist, dass die Fördermengen in der Region nur im Zeitlupentempo steigen. Die Reservenschätzungen stellten sich als weit überzogen heraus. Kashagan produziert bis zum heutigen Tag keine nennenswerten Mengen und hat sich wegen seiner horrenden Erschließungskosten von weit über 100 Mrd. Dollar seinen Branchennamen „Cash-all-gone“ verdient.

c) Ebenso kurzlebig war die Hoffnung, mit akzeptablem Aufwand große Mengen von Ölprodukten aus Gas (GTL Gas-to-Liquids) oder Kohle (CTL Coal-to-Liquids) herzustellen. Die Kosten sind nach wie vor extrem hoch, während die Umwelt- und CO2-Bilanz desaströs ist.

Heute gibt es nur eine einzige moderne große GTL-Anlage in Qatar (Shell Pearl), für die das Erdgas praktisch zum Nulltarif bereitgestellt wird.

CTL wird bzw. wurde nur in Südafrika und in China verfolgt. Peking musste wegen des Wassermangels in den Kohleregionen die meisten Projektanträge ablehnen (EnergyComment: China Energy Briefing Nr.13, Hamburg 2012)

d) Mitte des letzten Jahrzehnts schienen Biokraftstoffe eine Lösung zu bieten. Doch schon 2008 wurde die Nutzungskonkurrenz zu Nahrungsmitteln überdeutlich. Heute können nur Brasilien und die USA größere Ethanolmengen anbieten. Die Biokraftstoffe der zweiten und dritten Generation, die spezielle Energiepflanzen oder Zellulose verwenden, werden noch über Jahrzehnte hinaus keine Rolle spielen.

e) Nach 2007 trat Brasilien ins Blickfeld. Vieles deutet darauf hin, dass sich etwa 50 Mrd. Barrel Öl (3% der bekannten Ölreserven) in Tiefstwasserfeldern befinden, vielleicht sogar mehr.

Aber die technisch sehr aufwendige und riskante Erschließung kommt kaum voran. Brasilien hat keine Eile, da es mit Rohstoffen gut versorgt ist. Die brasilianische Ölproduktion geht zur Zeit sogar zurück, weil ältere Felder schneller versiegen, als neue Felder erschlossen werden. Der Staatskonzern Petrobras, der alle Tiefstwasserprojekte operativ leitet, ist tief in innenpolitische Skandale verstrickt und hält die Wertschöpfung im eigenen Land, auch wenn dies die Ölförderung über viele Jahre hinaus verzögern wird.

f) Light Tight Oil (LTO, „Schieferöl“), also Öl aus besonders dichtem und undurchlässigem Gestein, ist der aktuelle Hoffnungsträger, der die Ölversorgung grundsätzlich verändern soll. Es handelt sich hier im Normalfall um hochwertiges, leichtes Öl, das im Source Rock, in dem das Öl ursprünglich entstand, gefangen blieb; normalerweise wandert Öl aufwärts, bis es in poröserem Gestein etwa durch eine darüber liegende, undurchlässige Salzschicht aufgehalten wird und sich dort ansammelt. LTO wird häufig auch „Shale Oil“ genannt, da es sicher beim Source Rock zumeist um Schiefer-/Tongesteine handelt. Der Begriff kann jedoch leicht mit „Oil Shale“ verwechselt werden (Kerogen).

Das Öl wird hier mit aufwendigen Fördermethoden (Fracking, Einpressen von Chemikalien und Wasser, horizontale Fächerbohrungen) an die Oberfläche befördert. Technische und organisatorische Fortschritte sowie eine laxe Umweltpolitik in der Bush-Ära lösten einen Ölboom in mehreren Bundesstaaten aus, insbesondere in North Dakota und Texas. Außerhalb der USA und Kanadas wird auf absehbare Zeit keine große Shale Oil Produktion erwartet, da die kurz- und langfristigen Umweltbelastungen und Risiken sehr hoch sind.

In der Tat sind die Mengen in nationaler Perspektive beträchtlich (siehe Schaubild), jedoch in globaler Perspektive kein Game Changer. Zur Zeit liefert amerikanisches Shale Oil 2% der Weltölversorgung. Die IEA hält einen Anstieg auf 3-4% der Weltölversorgung für denkbar, erwartet aber schon Mitte des kommenden Jahrzehnts einen allmählichen Rückgang der Fördermengen, da die Vorkommen begrenzt sind.

Der Boom wird auch durch die Konkurrenz mit kanadischem Teersand relativiert. Es versorgt zum großen Teil dieselben Regionen der USA wie Shale Oil. Die Preise im Mittleren Westen der USA liegen mit knapp 90 $/b bereits 25% unter dem Weltmarktniveau, da das Öl wegen der unzureichenden Pipelinekapazitäten nur mit großem Preisabschlag an die Golfküste (dem Raffineriezentrum der USA) abtransportiert werden kann. Kanadisches Öl aus Teersand (Western Canada Select) kann derzeit nur zu knapp 50 $/b verkauft werden.

Schon jetzt ist ein Abflauen der Investitionen und Bohraktivitäten sichtbar, denn die Kosten steigen, während die Preise fallen. Doch selbst ein Boom in der Shale Oil Förderung in den USA muss nicht zu niedrigeren Ölpreisen in Europa führen. Zahllose logistische Probleme, die Raffineriestruktur und amerikanische Exportverbote für Rohöl könnten Shale Oil zu einer „inneramerikanischen“ Angelegenheit machen, die den Weltmarkt nur begrenzt entlasten kann.

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Der Höhepunkt der globalen Rohölförderung ist erreicht 

Laut IEA (Vgl. IEA: World Energy Outlook 2012, Paris 2012) ist die globale Rohölförderung (ohne Feldkondensate) auf einem Plateau angelangt, das nicht mehr überschritten werden kann. Der Ausblick der Experten wurde auch für das gesamte Ölangebot („All Liquids“) in den letzten 10 Jahren immer pessimistischer. Während vor 10 Jahren noch eine Förderung von 125-135 mb/d im Jahr 2030 erwartet wurde, sind es jetzt nur noch etwas über 100 mb/d.

Das Rohölangebot wird ab dem kommenden Jahrzehnt sinken, selbst wenn es zu keinen politischen, ökonomischen oder technischen Störungen kommen sollte. Im Jahr 2008 war der Peak für Rohöl (ohne Feldkondensate) bei 70 mb/d erreicht. Bis 2035 erwartet die IEA nur noch 65,4 mb/d. Außerhalb der OPEC fällt das Rohölangebot sogar noch steiler um knapp 20%.

Jedes zusätzliche Ölangebot muss also aus anderen Quellen kommen. Das sollen vor allem die NGL sein (Natural Gas Liquids: Propan, Butan u.a.), die aus Erdgasfeldern stammen. Auch das Angebot an unkonventionellem Öl (Ölsand, Shale Oil, Schwerstöl) muss bis 2035 verdreifacht werden. Selbst die Produktion von Biokraftstoffen muss bis dahin von 1,3 auf 4,5 mb/d vervielfacht werden, um die weiter steigende Ölnachfrage decken zu können. Im Tiefwasser muss bis 2035 fast doppelt so viel gefördert werden wie heute (von 4,8 auf 8,7 mb/d).

Der Wettlauf gegen die Erschöpfung bereits erschlossener Rohölfelder geht allmählich verloren. Ihre Fördermengen fallen auf nur noch 26 mb/d bis 2035. Die Depletion Rate (Geschwindigkeit des Förderrückgangs) wird tendenziell immer höher, da der Anteil kleinerer Felder und Tiefwasserfelder zunimmt.

Vor allem Europa muss mit einem Einbruch seiner Ölproduktion von derzeit 3,8 mb/d auf 2,1 mb/d (2035) rechnen. Großbritannien wird dann nur noch 0,34 mb/d fördern. 1999 waren es 2,9 mb/d, fast 10mal so viel.

Ohne Gasboom keine sichere Ölversorgung

Auch die Ölwelt braucht nun den „Dash for Gas“, also eine steil steigende Förderung der Erdgasfelder, weil nur dann die dort beigemengten NGL in ausreichenden Mengen dem Markt zur Verfügung gestellt werden können.

Das gilt vor allem für Erdgas am Persischen Golf, weil dort die Felder einen überdurchschnittlich hohen NGL-Anteil haben.

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Nachfragetrend ist mittelfristig steiler als Ausweitung der Angebotskapazität

Zur Zeit werden über 1000 Fass Öl pro Sekunde verbraucht, 90 Millionen Fass pro Tag. Und die Nachfrage steigt weiter: Bis 2035 werden zusätzliche 1,5 Milliarden Menschen auf der Erde leben. Das reale BIP wird sich bis dahin voraussichtlich mehr als verdoppeln.

Eine stagnierende oder leicht zurückgehende Ölnachfrage in den alten Industrieländern wird durch einen stark steigenden Bedarf im Rest der Welt überkompensiert, insbesondere in China, Südostasien, Brasilien und den ölreichen Staaten. Eine Entspannung ist also nicht zu erwarten.

In den Schwellenländern steigen etwa eine Milliarde Menschen in die Mittelschicht auf, deren Lebensstil durch einen hohen, weitgehend konjunkturunabhängigen Ölkonsum geprägt ist. Die Automobilisierung und eine höhere räumliche Arbeitsteilung führt dort schon jetzt zu einem raschen Anstieg des Straßenverkehrs. Der private Konsum wächst ebenso wie die Größe der Wohnungen und die Freizeitmobilität.

Preisuntergrenze (I): Die Produktionskosten der Ölförderung steigen

Die Produktionskosten für Rohöl, ohne Profitmarge und vor Steuern, bewegten sich lange Zeit in einer Kostenspanne bis zu 30 $/b.

Doch nur am Persischen Golf gibt es noch größere Reserven mit vergleichbarer Kostenstruktur. Diese Mengen werden allerdings weitgehend vom OPEC-Kartell kontrolliert, das den Markt so versorgt, dass die Ölproduzenten mit den höchsten Kosten die Preisuntergrenze definieren. Diese Grenzkostenanbieter sind zur Zeit die kanadischen Ölsandminen („Heavy Oil/Bitumen“), aufwendige Tiefwasserprojekte und viele Shale Oil Projekte, deren Kosten sich um die 70-80 $/b bewegen.

Allein schon die Kostenseite, wie gesagt hier ohne Profitmargen und ohne Steuern, zeigt also, dass die Zeiten billigen Öls definitiv der Vergangenheit angehören. Einzelne Anbieter mit günstigen geologischen Bedingungen werden auch in der Zukunft große Windfall Profits erzielen, aber die marginalen Anbieter brauchen immer höhere Ölpreise, nur um den Break-Even zu erreichen.

Im Jahr 2012 haben die globalen Kosten der Öl- und Gasförderung ein neues Allzeithoch erreicht (IHS UCCI und UOCI). Sie liegen jetzt 130% (Investitionskosten) bzw. 90% (operative Kosten) über dem Stand des Jahres 2000. 2012 werden voraussichtlich 633 Mrd. US-Dollar (2011: 557 Mrd.) an Investitionskosten bzw. 493 Mrd. Dollar (2011: 464 Mrd.) an laufenden operativen Kosten ausgegeben. Für 2013 wird ein weiterer Kostenanstieg erwartet.

Preisuntergrenze (II): Die politischen Kosten der Ölproduktion

Das folgende Schaubild zeigt ein realistischeres Bild der Preisuntergrenze als die reine Kostenbetrachtung des letzten Abschnitts. Hier werden nicht nur die Kosten der bisherigen Ölproduktion vor Steuern (blau) dargestellt, sondern auch das Ölpreisniveau, das große Ölstaaten für einen ausgeglichenen Staatshaushalt benötigen (grün). Rechts (rot) befindet sich das Preisniveau, das private Ölkonzerne zur Zeit als Untergrenze für neue Projekte veranschlagen.

Nur Qatar und Kuwait könnten als bevölkerungsarme, aber ressourcenreiche Staaten mit Ölpreisen um die 60 $/b leben. Die großen Produzenten wie Saudi-Arabien, Russland, Irak, Iran und Venezuela benötigen hingegen mindestens 80-110 $ für einen Barrel Öl, um fiskalpolitisch und damit innenpolitisch stabil zu bleiben. Insbesondere im arabischen Raum sind die Anforderungen in den letzten beiden Jahren gestiegen, da ein stabiler Lebensstandard für die Gesamtbevölkerung und eine aufwendige Klientelfinanzierung für die innenpolitische Legitimierung der Autokraten garantiert werden muss.

Kosten-der-Ölförderung-und-Budgeterfordernisse

In diesem Zusammenhang sollte auch auf die freien Produktionskapazitäten (Spare Capacity) verwiesen werden. Außerhalb der OPEC gibt es im Krisenfall keinen Kapazitätspuffer mit Ausnahme der strategischen Notreserven. Nur die OPEC-Staaten am Persischen Golf, und hier zu 80% Saudi-Arabien, verfügen über eine Spare Capacity von aktuell 3 mb/d pro Tag, also etwa 3% der Weltnachfrage. 

Die Preistrends während der Libyenkrise im Jahr 2011 und während des Iran-Embargos seit 2012 haben gezeigt, dass diese Reserven nur zögerlich und „preisschonend“ eingesetzt werden. Sobald sich die Preise auf einem höheren Preisniveau festgesetzt haben, gilt dieser Wert aus OPEC-Sicht als „angemessen“. Insofern sind auch Reservekapazitäten kein Garant für stabile Ölpreise.

Die kurzfristigen technischen und politischen Risiken werden unkalkulierbar

Auch ohne große Krisen wie im Fall Libyen, Iran oder Irak wird die globale Ölversorgung immer anfälliger. Der folgende Chart zeigt die Prognoserevisionen zum Ölangebot (non-OPEC) zwischen April und Oktober 2011: Zunächst wurde ein Zuwachs von 800.000 b/d erwartet; wenige Monate später war daraus ein Rückgang um 30.000 b/d geworden. Die wichtigsten Ursachen sind „normale“ Störungen im Produktionsablauf von China über Kanada bis zur Nordsee.

Hinzu kommen schwelende Sicherheitsrisiken in wichtigen Förderländern: Die Auseinander-setzung mit dem Iran (Atomprogramm) ist ungelöst; die Zahl der Anschläge im Irak nimmt wieder dramatisch zu; die Lage in Syrien ist unkalkulierbar; die Normalisierung der innenpolitischen Situation in Libyen ist alles andere als eine Einbahnstraße; und die sozialen und innenpolitischen Konflikte in Nigeria unterbrechen regelmäßig die Ölproduktion.

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Extreme Abhängigkeit: Alles hängt an sechs Staaten

Die einzigen Länder, die ihre Ölförderung noch nennenswert ausweiten können, sind Irak, Brasilien (Tiefstwasser), Kanada (Ölsand), Kasachstan, Saudi-Arabien (NGL) und die USA (Shale Oil). Der Ölmarkt braucht den Erfolg aller dieser Länder, um ausreichend versorgt werden zu können.

Der geplante Ausbau mag gelingen, aber die Risiken sind offensichtlich. Hunderte von Großprojekten müssen planmäßig durchgeführt und abgeschlossen werden, um die Ölversorgung nicht zu gefährden. Das eigentliche Risiko von Krisen wie z.B. beim Iranembargo ist dabei nicht die unmittelbare Bedrohung der Lieferströme, sondern die längerfristige Verzögerung beim Ausbau des Ölangebots, das sich in einem Kopf-an-Kopf-Rennen mit der Ölnachfrage befindet.

Die Sicherheit der Ölversorgung hängt heute davon ab,

  • dass am Persischen Golf ein Erdgasboom stattfindet,
  • dass gute Ernten in USA und Brasilien die Bioethanolproduktion ermöglichen,
  • dass die irakische Zentralregierung langfristig stabil bleibt,
  • dass die Staaten des OPEC-Kartells ihre Produktion mit großem Aufwand ausweiten, obwohl sie auch von Knappheitspreisen profitieren könnten,
  • dass die innenpolitischen Querelen der brasilianischen Ölpolitik abebben
  • u.v.m.

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3.5 Zwischenfazit

Größere Produktionsstörungen, eine zurückhaltende Export- oder Investitionspolitik des OPEC-Kartells oder eine Fortsetzung des bisherigen Nachfragetrends stellen Risiken dar, die nicht von der Hand zu weisen sind. Wenn nur eines dieser Risiken manifest wird, könnte sich die Schere zwischen Nachfrage und Angebotskapazität noch in diesem Jahrzehnt schließen.

Das folgende Schaubild zeigt, wie schon eine leichte Abweichung (EnergyComment in rot) vom erwarteten Trend (IEA in blau) eine Verknappung verursachen könnte, wenn die Angebots- und Nachfrageparameter nur leicht verändert werden.

peak-oil-barometer
Quelle: http://www.peak-oil.com/peak-oil-barometer/

Der Ölpreis würde dann so lange steigen, bis einzelne Nachfrager ihre Aktivitäten dauerhaft einstellen („Demand Destruction“) oder bis einzelne Staatshaushalte kollabieren, da sie die Subventionierung der oft lebensnotwendigen Ölprodukte nicht mehr finanzieren können.

Als Zwischenfazit lässt sich also feststellen:

1. Die globale Ölnachfrage wächst weiter.

2. Die konventionelle Rohölförderung kann nicht mehr gesteigert werden (abschüssiges Plateau).

3. Das zusätzliche Ölangebot hängt von der raschen Erschließung höchst unsicherer Regionen sowie umstrittener Ersatzrohstoffe ab.

4. Die Ölversorgung ist keine Ressourcenfrage („Wieviel ist vorhanden?“), sondern eine Produktionsfrage und ein Wettlauf mit der Nachfrage („Wieviel steht dem Markt rechtzeitig zur Verfügung?“).

5. Es besteht aus heutiger Sicht ein beträchtliches Risiko, dass es immer wieder zu einer relativen Ölverknappung kommen wird.

6. Der Ölpreis steigt in diesen Phasen so lange, bis der Nachfragetrend gebrochen wird.

Aus heutiger Sicht ist es aus den genannten Gründen deshalb weitaus plausibler, mit einem weiterhin steilen Anstieg der Ölpreise zu rechnen, als mit einer Stagnation oder gar einem dauerhaften Preisrückgang.

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