Reportage
Die Arktis im Visier der Rohstoff-Konzerne und der Energiebranche

Den hohen Rohstoffpreisen sei Dank: Teure Fördermethoden für Öl und Gas lohnen sich. Das Gasfeld Snøhvit in der Barentssee etwa würde reichen, um den aktuellen Erdgas-Bedarf der Schweiz für rund 300 Jahre abzudecken.

Thomas Schlittler, Hammerfest
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Die Insel Melkøya vor Hammerfest beheimatet die riesige Erdgas-Verflüssigungsanlage Snøhvit
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Die riesigen Anlagen Norwegens
In diesen Rohren gelangt das Erdgas aus den Tiefen des Meeres in die Anlage
Die Möwen haben durch das Werk nicht von der Insel vertreiben lassen
Die Anlage ist technologisch enorm komplex
Auch im Überwachungsraum stammen viele Geräte aus dem Hause ABB
Fünf Tage braucht ein Schiff - hier die Arctic Lady - bis die Tanks voll sind

Die Insel Melkøya vor Hammerfest beheimatet die riesige Erdgas-Verflüssigungsanlage Snøhvit

Peter Tubaas

Über 500 Kilometer nördlich des Polarkreises. Das norwegische Städtchen Hammerfest macht einen ausserordentlich unspektakulären Eindruck. Ins Auge stechen lediglich der Hafen mit einem modernen Kreuzfahrtschiff und ein Feuer über der kleinen Insel Melkøya. Diese ruht unweit vor der Küste im Fjord und beheimatet eine riesige Flüssigerdgas-Anlage.

Das Werk bezieht sein Erdgas vom Gasfeld Snøhvit, das weit draussen unter dem Grund der Barentssee liegt. Gemeinsam mit angrenzenden Gasfeldern soll Snøhvit – zu deutsch «Schneewittchen» – über 300 Milliarden Kubikmeter Erdgas bergen. Das würde reichen, um den aktuellen Erdgas-Bedarf der Schweiz für rund 300 Jahre abzudecken.

Für den norwegischen Haupteigentümer Statoil ist die Rohstoffgewinnung in den Tiefen der Barentssee eine enorme technologische Herausforderung. Von der Zapfstelle 300 Meter unter dem Meeresspiegel wird das Gas mittels einer 143 Kilometer langen Pipeline unbehandelt in die Anlage auf der Insel Melkøya transportiert.

Hohe Kosten als Innovationstreiber

Die Abbaukosten von Statoil in Hammerfest sind im Vergleich zur herkömmlichen Förderung hoch. Vor 20 Jahren, als man das Gasfeld Snøhvit entdeckte, wäre ein profitabler Abbau noch unmöglich gewesen. Erst seitdem die Marktpreise historisch gesehen hoch sind und sich die Technik weiterentwickelt hat, lohnt sich die anspruchsvolle Förderung in der Arktis.

Das Phänomen, dass neue, kostspielige Abbaumethoden den Durchbruch erst dank hoher Rohstoffpreise schaffen, war in den letzten Jahren nicht nur in der Arktis zu beobachten. Die Förderung von Schiefergas in den USA wurde ebenfalls erst durch die hohen Marktpreise vorangetrieben: «Weil fossile Rohstoffe aus dem Ausland immer teurer wurden, haben die Amerikaner ihre Bemühungen zur Förderung des einheimischen Schiefergases stark ausgebaut», sagt Rudolf Leemann, Energie-Analyst bei der UBS. Mittlerweile wird in den USA ironischerweise beinahe mehr Gas gefördert, als konsumiert werden kann. Als Folge davon sind die Preise stark gefallen und die Firmen müssen die Fördermengen drosseln, um weiterhin profitabel zu sein.

Schlechte Chancen in Europa

Zum Durchbruch verholfen hat dem Schiefergas das horizontale Bohren. Dabei wird wie bei der herkömmlichen Förderung zuerst senkrecht in den Boden gegraben, bis eine bestimmte Tiefe erreicht ist. Dann bohrt sich die Maschine jedoch waagrecht in das gashaltige Schiefergestein. Die neue Technologie reduziert die Kosten und macht gleichzeitig auch schwierig erreichbare Gasreserven zugänglich. Sobald das Gestein aufgebrochen ist, wird unter hohem Druck eine Mischung aus Wasser, Sand und Chemikalien in die entstandenen Risse gepresst. Öl und Gas gelangen so durch die Bohröffnung an die Oberfläche.

Diesen Prozess nennt man «Fracking». Aus Umweltschutzgründen ist «Fracking» heftig umstritten und in Frankreich und Bulgarien gar verboten. Das ist aber laut Leemann nur ein Grund, wieso es die Schiefergas-Förderung in Europa schwer haben dürfte: «Wenn in Europa in einem Gebiet fossile Ressourcen entdeckt werden, gehören diese – im Gegensatz zu den USA – dem Staat und nicht dem Landbesitzer. Der Widerstand von Anwohnern gegen solche Bohrungen wird deshalb gross sein, weil sie selbst nicht direkt davon profitieren, aber die Nachteile und Risiken mittragen müssen.»

Die grössten europäischen Schiefergas-Vorkommen werden in Osteuropa vermutet. Die angedachte Förderung in Polen hat aber vor einigen Tagen einen herben Dämpfer erlitten: Der US-Konzern Exxon Mobil hat sich aus dem Land zurückgezogen, weil bei zwei Probebohrungen der gemessene Gasdruck für einen erfolgversprechenden und profitablen Abbau zu gering war.

Weniger abhängig vom Golf

Auch die Förderung neuer fossiler Rohstoffe muss also Rückschläge einstecken. Insgesamt ist für den Experten Leemann aber klar, dass die konventionellen Energieträger eine Zukunft haben: «Die neuen Abbaumethoden werden dafür sorgen, dass wir noch für lange Zeit Öl und Gas haben. Es ist wenig realistisch, dass die erneuerbaren Energien in den nächsten Jahren die konventionellen Energiequellen ersetzen werden.»

Nach Meinung von Leemanns Kollege von der Bank Julius Bär, Norbert Rücker, bringt die Entdeckung neuer fossiler Ressourcen in westlichen Gebieten neue Chancen mit sich: «Die Abhängigkeit von der Golfregion dürfte sich in Zukunft verringern.» Für die Energiewende seien die neuen Abbautechniken aber alles andere als positiv: «In den USA hemmt das billige Erdgas beispielsweise den Ausbau der Windenergie», so Rücker. Er fügt aber an, dass die alternativen Energien insgesamt kompetitiver geworden seien – in Europa insbesondere die Solarenergie.

Im norwegischen Hammerfest geht die Sonne in diesen Tagen nie unter. Auf der Insel Melkøya tauchen die Pipeline-Rohre aus den Tiefen der Barentssee auf. Das Erdgas wird in riesigen Tanks auf minus 162 Grad Celsius abgekühlt. Bei dieser Temperatur wird das Erdgas flüssig – es entsteht Liquefield Natural Gas (LNG).

Das im Gas enthaltene CO2 wird im Werk aufgefangen und durch eine zweite Röhre in das Reservoir unter dem Meeresgrund zurückgepumpt. Somit kann der umweltschädliche CO2-Ausstoss vermieden werden. Welche Auswirkungen die Ablagerung des Kohlenstoffdioxids unter der Erde langfristig auf die Umwelt hat, ist heute mangels Erfahrungswerten noch unklar. «Das kann abschliessend nur die Zeit zeigen», sagt ein Ingenieur beim Besichtigungs-Rundgang. Bis jetzt habe es aber keine negativen Folgen für die Umwelt gegeben, versichert der Statoil-Mann.

Flüssig macht flexibel

Das Flüssigerdgas hat noch etwa einen 600stel des Volumens vom Gas-Zustand und kann in dieser Form verschifft werden. Zum Zeitpunkt des Rundgangs wird gerade ein orangefarbener Tanker mit dem klingenden Namen «Arctic Princess» gefüllt. Fünf Tage muss sich die Prinzessin gedulden, bis ihre runden Tanks voll sind und sie zu neuen Ufern aufbrechen kann. Im Fjord wartet bereits das nächste Schiff.

Die Möglichkeit der flexiblen Verschiffung ist ein riesiger Vorteil des Flüssigerdgases gegenüber dem konventionellen Erdgas. Dieses konnte aufgrund des grossen Volumens nur via Pipeline transportiert werden. Der Erdgas-Markt war deshalb lange Zeit regional auf das jeweilige Pipeline-Netz beschränkt. Mit der neuen Technologie des Verflüssigens haben Unternehmen wie Statoil nun die Möglichkeit, das LNG auch in ferne Märkte wie Asien zu liefern.

Der Transport ans andere Ende der Welt lohnt sich, weil dort der Erdgas-Preis viel höher ist. Die Japaner beispielsweise sind seit Fukushima und dem Zurückfahren der Atomenergie auf Erdgas angewiesen – und bereit, hohe Tarife zu bezahlen. Aktuell macht LNG rund 10 Prozent des gesamten Erdgas-Marktes aus. Dieser Anteil dürfte laut Experten in den nächsten Jahren aber bedeutend zunehmen.

ABB profitiert mit

Der Schweizer Elektrotechnikkontern ABB beliefert Statoil und weitere Öl- und Gasproduzenten mit Systemen, die den Abbau konventioneller Energien effizienter machen sollen. Für Pressesprecher Antonio Ligi steht das nicht im Widerspruch zur geplanten Energiewende: «Die erneuerbaren Energien entwickeln sich nicht schnell genug, als dass man von heute auf morgen auf die konventionellen Energien verzichten könnte. Wir helfen lediglich dabei, die Energieeffizienz und somit auch die Umweltverträglichkeit beim Abbau zu optimieren.»

Momentan macht ABB rund 10 Prozent des Umsatzes mit der Belieferung der Öl- und Gasindustrie. Da die Nachfrage nach diesen Ressourcen – getrieben vom Wachstum der Entwicklungsländer – in Zukunft noch zunehmen wird, rechnet ABB mit einer weiteren Stärkung des Segments. Schöne Geschäftsaussichten für den Elektrotechnikkonzern – aber nicht unbedingt ein Zeichen des Aufbruchs für erneuerbare Energien.