Reserven

Die Frage nach den Reserven gehört zu den heikelsten Aspekten der Ölfrage. Wir wie auf der Seite mit dem Fachjargon gesehen haben, bestehen die förderbaren Ressourcen aus dem gesamten als gewinnbar betrachteten Öl. (Es gibt immer etwas Öl, das nicht förderbar ist, entweder weil dies physisch unmöglich ist oder die Kosten immer höher als der mögliche Ertrag liegen würden.) Diese Gesamtmenge setzt sich aus dem bereits geförderten Öl (der "kumulativen Produktion"), dessen Menge relativ genau gemessen wird, den noch zu entdeckenden Reserven ("Yet-to-Find") und den Ressourcen, die entdeckt sind, aber noch nicht angetastet wurden (den "Reserven") zusammen.

Es gibt eine Methode zur Reservenabschätzung für ein Ölfeld, die relativ spät im Förderprozess eingesetzt wird. Wie auf der Seite Produktion erläutert wird, erreicht die Ölproduktion ein Maximum, wenn die Hälfte des Öls gefördert wurde und die Förderung danach absinkt. Wenn klar ist, dass das Absinken der Förderrate begonnen hat, kann man einfach die bis zum Maximum gewonnene Menge nehmen und verdoppeln, um die förderbare Gesamtmenge abzuschätzen, die anfangs in einem Feld vorhanden war.

R1: Ölproduktion für ein Ölfeld (idealisiert)

Das obige Diagramm zeigt, wie bei einem idealen Produktionsverlauf die Hälfte des Öls bei Erreichen des Maximums gefördert ist (in der Realität wird der Verlauf der Kurve durch politische und wirtschaftliche Einflüsse verzerrt). Da die Kurve symmetrisch ist, kann man die erste Hälfte verdoppeln, um die gesamten förderbare Ressourcen des Felds auszurechnen.

Leider ist diese Methode aus vielen Gründen selten ausreichend. Bei vielen Feldern ist die Förderung noch nicht weit genug über das Maximum hinaus vorangeschritten, um dessen Position genau zu bestimmen. Außerdem verläuft die Produktion von Öl in der Regel nicht glatt, sondern wird von externen Faktoren beeinflusst. Infolgedessen müssen wir uns auf die von einzelnen Ländern oder Ölgesellschaften angegebenen Schätzwerte verlassen, die, wie wir sehen werden, irreführend sind.

Eine andere Methode zur Abschätzung der Reserven besteht darin, die kumulativen Neufunde mit der kumulativen Produktion zu vergleichen. Es besteht eine starke Korrelation zwischen der Rate der Neufunde für ein Feld bzw. ein Land und der zugehörigen Produktionsrate (mit einer variablen Phasenverschiebung von um die dreißig Jahren). Diese Methode führt zu den "technischen Schätzwerten", die sich in der Regel deutlich von den für die Öffentlichkeit oder die Politik bestimmten Angaben unterscheiden (und außerdem vertraulich behandelt werden).

Veröffentlichte Zahlen

Wenn man sich die Daten aus dem BP-Statistikbericht ansieht, erweckt die Höhe der erwiesenen weltweiten Reserven einen hoffnungsvollen Eindruck. Von einem Wert von 667 Gb im Jahr 1980 sind sie mehr oder weniger konstant auf heute (2005) 1.201 Gb angewachsen. Anschaulich gesagt: Bei den derzeitigen Verbrauchsraten bedeutet dies eine Erhöhung der statischen Reichweite von 22,2 auf fast 40 Jahre. Und sehen Sie sich die tollen Achtziger an, als die Reserven innerhalb von nur drei Jahren um 29 % anwuchsen! Wo also liegt das Problem?

Das Problem wird dann deutlich, wenn man die Zahlen etwas genauer ansieht und mit anderen Daten vergleicht. Wie im Kapitel über den Verbrauch zu sehen ist, stieg der Ölverbrauch in diesen Jahren konstant an (von einem kurzen Zeitraum zu Beginn abgesehen). Wir verbrauchten also jedes Jahr mehr Öl, und trotzdem stieg die Menge des verfügbaren Öls ebenfalls an! Dies widerspricht dem gesunden Menschenverstand. Die einzige Erklärung scheint zu sein, dass es einen Anstieg der noch zu entdeckenden Reserven gab.

Aber wenn wir uns das Diagramm mit den Ölfunden ansehen, bekommen wir einen völlig anderen Eindruck.

Die Neufunde von Ölverkommen sinken seit den 1960ern (mit einigen Ausreißern) konstant ab. Wir haben also immer mehr Öl verbraucht und immer weniger gefunden, und trotzdem sind die Reserven angestiegen. Diagramm R4 zeigt außerdem, dass wir seit 1980 ans Eingemachte gehen, weil wir pro Jahr mehr verbrauchen als neu gefunden wird. Wie ist das zu verstehen?

Ein Problem besteht darin, dass es keinen allgemein akzeptierten Standard für die Angabe der erwiesenen Reserven gibt. Einige Länder, etwa die USA, verwenden Minimalwerte, andere (z. B. die frühere Sowjetunion) geben Maximalwerte an, die meisten nennen P50-Schätzwerte (siehe Erwiesene Reserven auf der Seite mit Fachjargon).

Die veröffentlichten Zahlen werden außerdem oft durch politische Einflüsse verzerrt. Ein Land möchte möglicherweise je nach Zielpublikum der Veröffentlichung einen optimistischen bzw. vorsichtigen Eindruck erwecken und könnte daher je nach Kontext andere Zahlen angeben.

Erntekurven ("Creaming-Kurven")

Auf der Suche nach einer besseren Methode zur Abschätzung von Reserven bevorzugen einige Geologen die sogenannte Erntekurve, auch "Creaming-Kurve" genannt, weil die ersten Bohrlöcher in der Regel die größten und am einfachsten zu erschließenden Felder treffen - den besten Teil der Ernte oder auf Englisch "the cream of the crop". Diese Technik wurde von Shell eingeführt, dabei werden die kumulativen Neufunde gegen die Explorationsaktivitäten (die kumulative Anzahl der Aufschlussbohrungen) aufgetragen. Eine Aufschlussbohrung ist eine spekulative Ölbohrung auf Gelände, dessen Förderpotenzial nicht bekannt ist. Eine Ölbohrung ist nicht billig, daher zeigt eine wachsende Zahl von Aufschlussbohrungen normalerweise an, dass es schwieriger wird, Öl zu finden.

Bei einer Erntekurve wird die Gesamtmenge des gefundenen Öls gegen die Gesamtzahl der Aufschlussbohrungen aufgetragen. Anfangs lassen sich normalerweise große Mengen an Öl mit relativ wenigen Bohrungen finden, die Lagerstätten sind also groß und leicht zu finden. Im Lauf der Zeit werden mehr Aufschlussbohrungen benötigt, um Öl zu finden, aber die Erträge verringern sich. Der Vorteil bei dieser Sichtweise ist, dass der Zeitfaktor aus der Gleichung herausfällt und Abschwächungen oder Steigerungen der Explorationsaktivitäten keinerlei Auswirkungen haben. Die Erntekurve stellt einen Gradmesser dafür dar, wie einfach es ist, Öl zu finden.

Der resultierende Graph besteht aus einer oder mehreren Hyperbeln, die für die Abschätzung der Gesamtmenge des ursprünglich vorhandenen Öls verwendet werden können.

R5. Beispiel für eine Erntekurve

Jean Laherrère, ein erfahrener Ölgeologe, beschäftigt sich seit längerem mit der Aufstellung von Erntekurven, und es sind diese Kurven, zusammen mit der Idee der "Rückdatierung" von Reserven, aus denen die Zahlen für die Reservenmengenangaben der ASPO gewonnen werden. Hierzu Colin Campbell:

Der Inhalt eines Ölfelds wird durch seine geologische Vergangenheit bestimmt, aber die Kenntnis dieses Inhalts verbessert sich im Laufe der Zeit. Wenn wir den tatsächlichen Neufund-Trend haben wollen, müssen wir Berichtigungen an den Reservenangaben rückdatieren. Erfolgt keine Rückdatierung, scheint mehr gefunden worden zu sein als tatsächlich der Fall ist. Dieser Umstand führt zu allen Arten von Missverständnissen.

Jean Laherrère hat außerdem ein Diagramm aufgestellt, bei dem er als Grundlage diese technischen Daten statt der von den einzelnen Ländern gemeldeten Reservemengen verwendet (R6). Es unterscheidet sich auffällig von den BP-Daten (Diagramm R2). Unter Berücksichtigung der Tatsache, dass wir seit 1980 mehr Öl verbrauchen als wir entdecken, erscheint sein Diagramm wesentlich realistischer.

R6. Erwiesene Weltreserven nach Laherrère

Der große Reserven-Coup der 80er Jahre

Was hat es mit dem erstaunlichen Anstieg der Ölreserven auf sich, der in den 1980er Jahren vermeldet wurde? (Siehe Diagramm R2.) War das ein echter Anstieg, oder handelt es sich um einen Fehler? Oder um einen cleveren Coup? Wenn Sie auf die letzte Möglichkeit tippen, haben Sie vermutlich recht. Wenn man die gemeldeten Reserven (aus derselben Quelle) für eine Reihe von Ländern untersucht, fällt einem ein seltsamer Umstand sofort ins Auge.

R7. Der sprunghafte Reservenanstieg

Beachten Sie, wie die von einigen Ländern gemeldeten Reserven (basierend auf deren eigenen Daten, nicht auf denen unabhängiger Kontrolleure!) in der zweiten Hälfte der 1980er Jahre plötzlich mehr oder weniger sprunghaft ansteigen, während die Reserven anderer Länder keine erkennbare Änderung bei ihren Entwicklungstrends zeigen. Beachten Sie auch, um welche Länder es sich dabei handelt: Saudi Arabien, Iran, Irak und Venezuela. In der Tat haben die OPEC-Staaten mit den größten Reserven alle den jeweiligen Gesamtumfang erhöht, ohne dass entsprechende größere Neufunde getätigt wurden. Woran liegt das?

Der Grund besteht darin, dass die OPEC-Förderquoten für die jeweiligen Mitglieder seit dieser Zeit auf der Grundlage der erwiesenen Reserven zugewiesen werden. Je höher die Förderquote, desto mehr Geld lässt sich natürlich verdienen, es gab also einen enormen Anreiz, die Reservenzahlen nach oben hin "anzupassen". Kuwait fing damit 1984 an, die meisten anderen folgten 1987 (Saudi Arabien erst 1989).

Und selbst ohne Berücksichtigung der Zahlensprünge in den 1980er Jahren machen die Entwicklungslinien für Saudi Arabien, Irak und Iran im Diagramm R7 schon allein deshalb einen verdächtigen Eindruck, weil sie über längere Zeiträume hinweg kaum Änderungen aufweisen, obwohl kontinuierlich Öl gefördert wurde. Scheinbar hat sich ein magisches Fass im Boden aufgetan, das immer den gleichen Inhalt hat, wie viel man auch entnimmt.

Obwohl in den 1980er Jahren vermutlich eine Anpassung der Zahlen erforderlich war, dürfte sie sich realistischerweise kaum im genannten Bereich bewegen. Der große OPEC-Reserven-Coup illustriert auf eindringliche Weise, wie wenig man sich auf gemeldete Reserven verlassen kann. Und nicht alle der angewandten Tricks sind so offensichtlich wie dieser.