Encore ist im zweiten Absatz erwähnt:
ÖI- und Gasreserven in Großbritannien Die Nordsee vor einem neuen Boom Erschienen in EID Energie Informationsdienst
"Mehr Begeisterung für die Nordsee als in den vergangenen 15 Jahren.“ Fülle der Funde zeigt noch beachtliche Reserven. RWE Dea und Wintershall kräftig engagiert.
Seit dem ersten Öl- und Gasboom in Großbritannien Mitte der 1960er Jahre haben sich Hiobsbotschaften über die schnelle Erschöpfung der Reserven und gute Nachrichten über neue Funde stets abgewechselt. Zu Beginn dieses Jahres gab es noch Warnungen vor einer Gas¬knappheit im Vereinigten Königreich und einem entsprechend hohen Importbedarf. Doch die Kassandra-Rufe verhallten schnell. Denn im Sommer hat ein Konsor¬tium, dem Centrica als Muttergesellschaft von British Gas angehört, eines der grö߬ten bisher in der britischen Nordsee ent¬deckten Gasfelder gefunden. "Mehr Be¬geisterung für die Nordsee als in den ver¬gangenen 15 Jahren", sieht Philip Lam¬bert, Chef der Beratungsfirma Lambert Energy Advisory. Die Zahlen bestätigen den Eindruck: In der Runde zur Vergabe von Bohr- und Förderlizenzen im April gab es die meis¬ten Bewerber seit 1964. Die beiden ersten Boomphasen der britischen Nordsee lie¬gen schon lange zurück: die erste kam En¬de der 1960er Jahre und endete in den frühen 1970er Jahren, die zweite spielte sich in den späten 1980ern ab. Lambert glaubt, dass jetzt eine dritte Boomphase beginnt. Jim Hannon, Mitbegründer der Consulting-Firma Hannon Westwood, bläst in das gleiche Horn: "Jahrelang hat man versucht uns einzutrichtern, in der Nordsee seien nur noch kleine Gas- und Ölfelder zur Entdeckung übrig", kritisiert er, "dabei zeigt die Fülle der Funde klar, dass die Nordsee noch beachtliche Reser¬ven birgt". Nach Alex Kemp, Professor für Mineralölwirtschaft an der Universi¬tät von Aberdeen, der schottischen Öl¬und Gasmetropole, hat die Nordsee für die großen Mineralölkonzerne wie Ex¬xonMobil, BP oder Shell an Bedeutung verloren. Doch gerade BP, bereits seit 1965 in der britischen Nordsee aktiv, dachte gar nicht daran, sich zurückzuzie¬hen. Im Gegenteil: trotz aller internatio¬nalen Explorationserfolge beschloss BP, die Öl- und Gasförderung aus der bri¬tischen Nordsee für die nächste Dekade auf einem Niveau von mindestens 300.000 Barrel Öläquivalent im Jahr zu stabilisieren, aber gleichzeitig die Suche vor allem nach Erdgas in nördlicheren Gewässern wie im Westen der Shetland Inseln zu intensivieren. Royal Dutch Shell dagegen, der größte europäische Ölkonzern, hat 2009 sein Engagement in der Nordsee herunterge¬fahren, Felder und Förderlizenzen ver-kauft oder zurückgegeben und sich sogar von seinem Anteil an dem Sullom Voe Terminal auf den Shetland-Inseln ge¬trennt, einem der größten Terminals für Öl und Liquified Natural Gas (LNG) in der Nordsee. Nur ein knappes Jahr weiter hat sich die Welt drastisch verändert: klei¬ne, mittlere und große ÖI- und Gasfunde in der Nordsee, die ausgezeichnete vor¬handene Infrastruktur mit einer Vielzahl von Pipelines, verfügbaren Bohr-Platt¬formen und Terminals ließen schon wie¬der das Interesse an der Nordsee stark aufflammen. Dann kam noch die Kata¬strophe im Golf von Mexiko hinzu, die Explosion der Bohrinsel Deepwater Hori¬zon, bei der elf Menschen ihr Leben ver¬loren und Unmengen von Öl Wasser und Strände verschmutzten. Wer für das De¬saster die Verantwortung zu tragen hat, wen BP noch mit zur Kasse bitten kann und wie es mit der ÖI- und Gasförderung aus sehr großen Meerestiefen wie im Golf von Mexiko weitergeht (wenn über¬haupt), steht in den Sternen. Das macht die sehr viel flachere und auch noch von politisch stabilen Ländern umgebene Nordsee für die Exploration und Produk¬tion ebenso attraktiv wie für Investoren jeder Couleur. Scottish & Southern Energy (SSE), einer der sechs großen Strom- und Gasversor¬ger im Lande, hat gerade für 423 Millio¬nen US-Dollar von dem US-Konzern Hess Gasfelder in der britischen Nordsee ge¬kauft. Der Essener RWE-Konzern, mit RWE Innogy auf dem britischen Markt in der Versorgung der Endverbraucher mit Gas und Strom engagiert, ist zwar wegen seiner Verkaufspraktiken an der Haustür und übers Telefon einmal mehr in das Vi¬sier von Ofgem geraten, dem britischen Regulator für den Energiemarkt. Aber da¬von abgesehen, dass RWE Innogy sich da in der Gesellschaft von SSE, Scottish Pow¬er und EDF Energy befindet, die Ofgem ebenso untersucht, kann der Energiever¬sorger sich beim Gas über die Erfolge der Konzernschwester RWE Dea UK freuen.
Erfolge von RWE Dea und Wintershall
Erst seit 2007 in der britischen Nordsee engagiert, ist RWE Dea mit Anglia, Ca¬vendish, Markham, Mimas, Minke, Saturn, Tethys, Topas, Victor und Winder¬mere schon maßgeblich an insgesamt zehn Feldern beteiligt. Obwohl aus diesen produzierenden Fel¬dern ein großer Teil des Gases über die bei den Pipeline-Systeme Westgastransport (WGT) und Noordgastransport (NGT) auf den europäischen Kontinent fließt, bieten Nordseegas-Quellen auch eine si¬chere Basis für die Ausweitung des Gasge-schäfts von RWE in Großbritannien. Au¬ßerdem kommt künftig noch einiges an Gas aus neu erschlossenen Quellen hinzu: am Breagh A Feld, rund 100 Kilometer östlich von Teesside in der südlichen Nordsee, hält RWE Dea 70 Prozent und Betriebsführer Sterling Resources 30 Pro¬zent. Am Feld Clipper Süd, ebenfalls in der südlichen Nordsee, hält RWE Dea als Betriebsführer 50 Prozent, die andere Hälfte liegt bei Fairfield Acer, einer Toch¬ter von Fairfield Energy. Ralf to Baben, COO (Chief Operating Officer) von RWE Dea, erwartet, dass von Clipper Süd im ersten Quartal 2012 das erste Gas auf die britischen Inseln fließt, Gas aus Breagh soll dann ab dem dritten Quartal 2012 folgen. Baben sieht die beiden Felder als Meilenstein auf dem Wachstumspfad von RWE Dea. Wintershall, die Öl- und Gastochter des deutschen Chemieriesen BASF, heimst in der Nordsee eher noch größere Erfolge ein als RWE Dea. Wie BP schon seit 1965 in der Nordsee aktiv, gelangen Winters¬hall im Laufe dieses Jahres schon fünf nennenswerte Öl- und Gasfunde. An Bla¬keney, rund 150 Kilometer östlich von Aberdeen, hält der größte deutsche Öl¬und Gasproduzent 75 Prozent und der Rest liegt bei dem kanadischen Partner Sterling Resomces. Nordöstlich der Shet¬land Inseln ist Encore Oil, ein an der Londoner Aktienbörse notiertes Explora¬tionsunternehmen, zusammen mit Win¬tershall im Cladhan Feld fündig gewor¬den. Im Juni erst haben Encore, Sterling, Wintershall und die norwegische Dyas das so genannte Catcher-Feld entdeckt, ein auf bis zu 200 Millionen Barrel Ölä¬quivalent geschätztes Vorkommen, an dem die BASF-Tochter 20 Prozent hält. Martin Bachmann, im Wintershall-Vor¬stand für Exploration zuständig, hofft denn auch, die tägliche Förderung aus der nördlichen ordsee bis 2015 von heute 4.000 auf dann 50.000 Barrel Ölä¬quivalent steigern zu können. Winters hall will die bisher im zweistelligen Millio-nenbereich liegenden Sach-Investitionen in der Nordsee bis 2015 auf 1,27 Milliar¬den US-Dollar erhöhen - ohne mögliche Zukäufe von Firmen oder Feldesanteilen gerechnet. Das Netz von Pipelines in der britischen Nordsee hilft nicht nur beim Transport geförderter Gasmengen. Centrica Storage (CSL) und Perenco UK haben gerade grünes Licht für Erdgas-Speicher vor der Küste von Norfolk bekommen, das Baird Gas Speicher Projekt. In Zeiten schwacher Gasnachfrage Jagert CSL dort Überschuss¬mengen ein, in anderen Zeiten hilft dieses Gas den Spitzenbedarf zu decken. Zu¬sammen mit South Hook in Wales, dem größten LNG-Terminal in ganz Europa, und weiteren LNG-Kapazitäten könnte Großbritannien bei einer Krise 108 Milli¬onen m3 Gas am Tag nach Kontinentaleu¬ropa liefern. Selbst ohne unkonventionelle Vorräte wie Gruben-, Kokerei- oder Schiefergas gesehen ist das Glas für Großbritannien bei Gas immer noch min¬destens halb voll.
Von Ebbe fast zur Springflut - hohe In¬vestitionen in ÖI- und Gasvorkommen kehren in die britische Nordsee zurück. "Unter dem Namen Nordsee gibt es ei¬gentlich mindestens zwei Meere", be¬schreibt Peter Hitchens, Analyst für ÖI¬- und Gasmärkte von Panmure Gordon, die Unterschiede in dem europäischen Gewässer. Die südliche, mittlere und nördlichere Nordsee, über Jahrzehnte ein¬gehend erforscht, zieht heute vor allem mittlere und kleine unabhängige Öl- und Gasfirmen an, die dort Lizenzen erwerben und die Produktion hochfahren. Westlich der Shetland Inseln herrschen viel extre¬mere Wetterbedingungen vor, und die Wassertiefe in diesem Teil der Nordsee beträgt 600 Meter und mehr. Dort lagert rund ein Fünftel der noch vorhandenen Öl- und Gasreserven in der britischen Nordsee, und um diese schätzungsweise 2,1 Milliarden Barrel Öläquivalent be¬mühen sich große, multinationale Kon¬zerne wie Chevron und Total. Ende Sep¬tember hat die britische Regierung gerade erst Chevron grünes Licht für die Explo¬ration mit Tiefseebohrungen nahe der Shetlands gegeben. Aus dem riesigen Ro¬sebank Feld hofft Chevron 75.000 Barrel am Tag fördern zu können. Total besitzt inzwischen alle behördlichen Genehmi-gungen, Erdgas aus den Feldern Laggan und Tormore zu fördern. Das Zwei-Milli¬arden-Pfund-Projekt sieht vor, das Gas ab 2014 auf den Shetlands aufzubereiten und dann in das britische Gasnetz einzu-speisen. Cairn, die durch Öl- und Gasfunde in In¬dien berühmt gewordene unabhängige schottische Explorations- und Förder¬gruppe, hat bei Tiefwasser-Bohrungen mindestens so viel Know-how und Erfah¬rung wie mancher Multi. Dass ausgerech¬net Cairn als erster die Genehmigung für Tiefwasser-Bohrungen vor Grönlands Küste erhalten hat, zeigt das Vertrauen der strengen dänischen Behörden und ih¬rer grönländischen Partner. Sollte in nächster Zeit Rauchgasen entzo¬genes Kohlendioxid zur Steigerung der Gewinnung von Restölmengen verwendet werden, würde dies die Nutzung noch unerschlossener Ölvorräte vorantreiben. Nach einer Studie der Durham University geht es dabei um 400 Millionen Tonnen in älteren Ölfeldern, die bei heutigen Prei¬sen einen Wert von 150 Milliarden Pfund haben. |
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