Benutzer:Southpark/Buddelzone

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Inhaltsverzeichnis 1 Überschrift um die Einleitung leichter bearbeiten zu können 2 Entstehung und Vorräte 2.1 Erdöl 2.2 Erdgas 3 Geschichte der Ausbeutung 4 Zukunft 5 Sektoren und Rechte 5.1 Beteiligte Firmen 6 Öl- und Gasfelder 7 Infrastruktur 8 Umweltschutz 9 Bedeutung 9.1 UK 9.2 Europa 9.3 Weltmarkt 10 Anmerkungen 11 Literatur 12 Weblinks

[Bearbeiten] Überschrift um die Einleitung leichter bearbeiten zu können

gibts keine bilder vom öl selbst? --poupou l'quourouce Review? 09:35, 15. Jan. 2007 (CET)

[Bearbeiten] Entstehung und Vorräte

In der Nordsee befindet sich der größte Teil der europäischen Rohöl- und Erdgasvorräte, weltweit ist die Region ist noch eine der wichtigsten Ölförderregionen außerhalb der OPEC und noch die wichtigste Offshore-Förderregion der Welt.^[1] 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.

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.^[2] Unsicher ist noch die Lage in den Gebieten des Kontinentalhangs im Übergang zum Europäischem Nordmeer und in der norwegischen Barentssee wo erst jetzt Probebohrungen beginnen.

[Bearbeiten] Erdöl

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. ^[3] 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.^[4]

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%.^[5]. 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.

[Bearbeiten] Erdgas

Die deutsche Gasförderung deckt etwa 20% des Binnenbedarfs.^[6]

[Bearbeiten] Geschichte der Ausbeutung

Kleinere Gasfelder an der britischen und niederländischen Nordseeküste waren seit den 1930ern bekannt. aber erst 1958 entdeckten Geologen bei Slochteren in der niederländischen Provinz Groningen ein Erdgasfeld, das zu den größten Gasfeldern der Welt zählt und damit eine neue Qualität in die erwartete Förderung einführte. Da dieselben geographische Formation, die das Gas in Groningen enthielt, sich bis in die englische Küste fortsetze, lag die Vermutung nahe, dass sie sich samt Gas auch im Meer zwischen den beiden Ländern befand. 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 lösenden Probleme zur Förderung darstellten. Da die Rechte am Nordseeboden zu dieser Zeit noch ungeklärt waren, Unternahm ein Konsortium Royal Dutch Shell und Esso in den frühen 1960ern Probebohrungen vor der niederländischen Küste, stellte dieser aber ein, bis die Continental Shelf Convention der UNO 1964 geltendes Recht geworden war und die Aufteilung der Nordsee regeln konnte.

1966 begannen Probebohrungen, 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.

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 ermöglichte. Politisch wollten die europäischen Regierung die Abhängigkeit von den OPEC-Staaten vermindern aus denen damals etwa 80% des in Europa verbrauchten Öls kam.

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 Crude sank von 27 Dollar/barrel Ende 1985 auf 13,30 Dollar/barrel im März 1986, andere Ölsorten verloren ähnlich an Wert.

Besonders Norwegen bemühte sich, nicht in die Abhängigkeit von internationalen Ölunternehmen zu geraten. Die Regierung gründete 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. 1981 entdeckten Norweger das Gullfaks-Feld, 1986 begannen sie die Produktion im drittgeörßten norwegischen Ölfeld. Es war das erste Feld, welches exklusiv von norwegischen Unternehmen ausgebeutet wurde. Aufgrund staatlicher Förderung existieren mittlerweile 600 norwegische Privatunternehmen, die im Ölsektor aktiv sind.^[7] Im Beginn vor allem noch im eigenen Land, sind diese auch international tätig, breiter in der Öffentlichkeit bekannt ist die in Norwegen entwickelte Condeep-Technik für Bohrinseln.

In den 1980ern und 1990ern 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.

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 Prozent der Öl- und 45 Prozent 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 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.

Der Preis von Brent Crude, eine der ersten in der Nordsee geförderten Ölsorten wird heute als Standard- und Vergleichspreis für Erdöl aus Europa, Afrika und dem Nahen Osten genutzt.

[Bearbeiten] Zukunft

Seitdem die zentrale Nordsee als erschlossen gilt und dort keine Funde mehr ertwartet werden, beginnen die Ölfirmen sich in Richtung des Kontinentalhangs und damit in tieferes Wasser zu orientieren.

[Bearbeiten] Sektoren und Rechte

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, nachdem die Grenzen am Meeresboden auf einer gedachten Mittellinie zwischen zwei Küstenstaaten liegen. Eine Ausnahme bildet der deutsche Bereich, der über den zusätzlichen Entenschnabel verfügt und 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%; der Rest 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 ^[8] anders verteilt, da Deutschland aufgrund der Form seiner Küste sonst nur einen sehr kleinen Teil Boden im Verhältnis zur Küstenlinie bekommen hätte.

Obwohl alle Förderstaaten westliche Demokratien sind, vier von fünf 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. ^[9]

• 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 scheibt die Regierung teilweise Promotionslizenzen aus, die leichtere Bedingungen enthalten als bei der normalen Vergane.
• In Norwegen vergibt das Norwegian Petroleum Directorate Lizenzen. Die Grundstruktur besteht ebenfalls aus Quadranten von 1x1 Grad, die Blöcke sind jedoch größer und je 15 Minuten geographischer Breite und 20 Minuten geographischer Länge groß.
• Die zuständige Behörde für den dänischen Sektor ist die Danish Energy Authority. In Quadranten von 1x1 Grad sind einzelne Blöcke 10x15 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 könnn 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.
• 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 10x20 Minuten.

[Bearbeiten] Beteiligte Firmen

[Bearbeiten] Öl- und Gasfelder

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.

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.

[Bearbeiten] Infrastruktur

Ölfördern 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 Umweltschutz- und Arbeitsschutzbestimmungen sind vergleichsweise streng. In den 1970ern und 1980ern floss teilweise ein Viertel der gesamten Industrieinvestitionen Großbritanniens in das Nordseeöl. Die Förderung lohnt sich dennoch, da die Anrainerstaaten politisch stabil sind, und das Öl zudem in direkter Nähe zu großen Abnehmermärkten gefördert werden kann.

In der Nordsee befindet sich nur eine internationale Pipeline für Rohöl. Die 270 Meilen Lange Norpipe von ConocoPhillips kann bis 810,000 Barrel/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.^[10]

Das Zentrum der norwegischen verarbeitenden Industrie liegt in Stavanger, die erste Ölfirma siedelte sich ironischerweise in einer unrentabel gewordenen Heringsfabrik an, die britische im schottischen Aberdeen. Das größte Ölterminal Europas liegt in Sullom Voe auf den Shetlands.

[Bearbeiten] Umweltschutz

Ölsinseln 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, 1985 verbrante Piper Alpha, was nicht nur 185 Arbeiter auf der Bohrinsel tötete, sondern auch gravierende Umweltschäden nach sich zog. 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 gefödert 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.

Darüber hinaus fallen bei der Erdgasproduktion große Mengen an Kohlendioxid an, die entweder direkt in die Athmosphäre gehen oder zurück in die Lagerstätte gepumpt werden, wo sie dann später an die Luft gelangen. Aufgrund einer in Norwegen eingeführten Kohlendioxid-Steuer begann an einem Gasfeld der Versuch, verflüssigtes Kohlendioxid tief im Meeresboden einzulagern - anscheinend mit positiven Ergebnissen was die Stabilität des Verfahrens anging. ^[11]

[Bearbeiten] Bedeutung

Die ökonomische Bedeutung des Öls schwankt stark, da sie von den volatilen Ölpreisen ebenso wie von der Fördermenge abhängt. Lohnen wurde die Förderung erst mit dem Ölpreisschock 1973, besonders in den frühen 1980ern 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 den mittleren 1990ern desillusioniert wurde. Erst im 21. Jahrhundert sanken die Reserven zwar weiter, durch die stark anziehenden Preise jedoch, erscheint es Firmen und Regierungen in den letzten Jahren wieder lohnender in die Nordsee und den Kontinentalschelf zu investieren.

Da Norwegen nur etwa 5% des im norwegischen Sektores geförderten Öl und Gases selber benötigt, ist es mittlerweile der drittgrößte Exporteur der Erde. Größte norwegische Ölfirma ist Statoil.

[Bearbeiten] UK

In Schottland gaben die Ölfunde der Autonomiebewegung Rückhalt. Die schottische Wirtschaft befand sich in den 1960ern im Rückgang, 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 westlich und nördlich der schottischen Küste waren. Die Scottish National Party zog mit dem Slogan It's Scotland's oil in die Wahlen, rechnete aus, dass 90% des britschen 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. ausgeben würde. 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^[12]

[Bearbeiten] Europa

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 exclusiv vom staatlichen Unternehmen DONG betrieben.

[Bearbeiten] Weltmarkt

[Bearbeiten] Anmerkungen

1. ↑ Löffler
2. ↑ Energy Information Administration: Country Analisys Briefs - North Sea, Januar 2007
3. ↑ Energy Information Administration: Country Analisys Briefs - North Sea, Januar 2007
4. ↑ Löffler
5. ↑ The Independet zum Thema
6. ↑ Löffler
7. ↑ Davis 2006: 73
8. ↑ International Court of Justice: Case Summary North Sea Continental Shelf Cases, Judgment of 20 February 1969
9. ↑ Energy Information Administration: Country Analisys Briefs - North Sea, Januar 2007
10. ↑ Für eine Grafik siehe die Seiten des Hamburger Bildungsservers, für eine siehe das Subsea Oil and Gas Directory.
11. ↑ Technology Review: Treibhausgas im Geo-Kerker
12. ↑ Peter Dorey: British Politics Since 1945, Oxford, Blackwell 1995. ISBN 0631190759.

[Bearbeiten] Literatur

• Jerome Davis: The Changing World of Oil: An Analysis of Corporate Change and Adaptation Ashgate Publishing 2006. ISBN 0754641783
• Merja-Liisa Hinkkanen-Lievonen, David Kirby: The Baltic and the North Seas. Routledge 2000, ISBN 0415132827
• Roland Löffler: Milliardenquelle im Wattenmeer - Die Offshore-Förderung von Öl und Gas. In: Das Parlament Nr. 25/2006 (Website)

[Bearbeiten] Weblinks