Norwegische Öl- und Gasförderung: Deutsche Beteiligung ausgebaut

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Olbohrinsel in Norwegen; Foto: shutterstock

Die deutsche Energiewirtschaft hat bei der Lizenzvergabe für die Exploration der Öl- und Gasvorkommen auf dem bisher erschlossenen norwegischen Festlandsockel überdurchschnittlich gut abgeschnitten. Insgesamt ist die norwegische Öl- und Gasförderung jedoch rückläufig. Kürzlich wurden die bekannten Reserven nach unten korrigiert.

Bei der Lizenzrunde wurden laut dem norwegischen Erdöl- und Energieministerium insgesamt 50 Explorationslizenzen an 39 verschiedene Unternehmen vergeben. Wenig überraschend blieb die norwegische Erdöl-Gesellschaft Statoil mit elf Lizenzen und acht Betriebsführerschaften der Platzhirsch. Zum Erstaunen vieler Branchenkenner sicherte sich den zweiten Rang die erst seit 2007 in Norwegen tätige BASF-Wintershall Gruppe, gleichauf mit Schwedens Lundin Petroleum, mit zehn Lizenzen und sechs Betriebsführerschaften. Auch weitere deutschen Energiefirmen schnitten insgesamt gut ab.

Wenig Rendite, hoher Personal- und Materialbedarf

Trotz des insgesamt guten Abschneidens der deutschen Energiewirtschaft bei dieser Lizenzrunde muss berücksichtigt werden, dass diese Lizenzrunden für die großen Öl- und Gasfirmen nach Ansicht von Fachleuten nur begrenzte Attraktivität besitzen, da sie verhältnismäßig wenig Rendite versprechen, aber viel Personal und Material binden.

Zwei weitere – auch aus deutscher Sicht – derzeit bedeutsame Aspekte hinsichtlich Norwegens Öl- und Gasförderung sind die rückläufigen Zahlen über Förderung und Reserven sowie die Entwicklung des Gaspreises. Die jetzt veröffentlichten Zahlen kommen nicht überraschend. Sowohl der Produktionsrückgang als auch die jetzt vorgenommene Justierung der Reserven nach unten waren von Fachleuten bereits erwartet worden, nachdem die Explorationsergebnisse der letzten Jahre schlechter als erwartet waren.

Enormes Förderpotenzial auf norwegischem Festlandsockel

Dennoch bietet Norwegens Festlandsockel mit seinen Reserven ein enormes Förderpotenzial. Bei jetzigem Produktionsniveau ergäbe sich aus diesem eine theoretische maximale Förderdauer von 40 Jahren. Wahrscheinlich ist jedoch eine längere Förderdauer (vor allem bei Gas) mit einer abflachenden Förderkurve.

Heftig diskutiert wird zurzeit der an den Ölpreis gekoppelte Einkaufspreis für Erdgas. Die Versorgungsunternehmen können phasenweise das bei hohem Ölpreis teuer eingekaufte Gas vielfach nur mit Verlusten verkaufen, da auf dem Spotmarkt ein vom Ölpreis weitgehend unabhängiger (günstigerer) Gasverkaufspreis entsteht. Gerade für deutsche Versorger, die im Erdgasverkauf äußerst aktiv sind, ist dies ein zentrales Thema.

Daniel Seemann

 

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