Erdöl bewegt die Welt

Aus den seismischen Daten erstellen Geologen mit Computerprogrammen dreidimensionale Modelle des Untergrunds. Die Darstellungen zeigen, wo genau sich Erdöllagerstätten gebildet haben. Während früher im Schnitt nur jede elfte Bohrung Öl zutage förderte, wird heute nahezu jede zweite Probebohrung fündig.

Mit Hilfe der 3D-Bildtechnologie sind Geologen inzwischen in der Lage, den Aufbau des Untergrundes bis in Tiefen von 5.000 bis 6.000 Metern sehr genau zu untersuchen. Über leistungsfähige Computer werden die einzelnen Schichten in den Lagerstätten auf großformatigen Leinwänden wirklichkeitsnah abgebildet.

Die Dimensionen der Förderplattformen sind riesig. Die größten Halbtaucher sind so breit wie drei Fußballfelder und höher als die Frauenkirche in München. Diese Giganten aus Stahl kommen dann zum Einsatz, wenn es sich bei den Feldern um sogenannte Super-Giants handelt. Von Super-Giants sprechen Geologen, wenn in den Ölfeldern mindestens fünf Milliarden Barrel förderbares Öl eingelagert sind – umgerechnet 682 Millionen Tonnen.

Das Feld Kashagan im Norden des Kaspischen Meeres beispielsweise ist ein solcher Super-Ölgigant, ebenso die Felder Lula, Carioca und Libra vor der Küste Brasiliens. Selbst in der Nordsee werden noch bedeutende Vorkommen entdeckt. 175 Kilometer westlich der Shetland-Inseln liegen die Shiehallion- und Loyal-Ölfelder. Seit Produktionsstart 1998 wurden dort bereits 400 Millionen Barrel Öl gefördert.

Die Förderung von Öl in rund 8.000 Metern Tiefe, wie beispielsweise im Atlantik vor der brasilianischen Küste, stellt hohe Anforderungen an die Technologie. Die Arbeitsgeräte müssen einer Temperatur von 135 Grad Celsius standhalten und einem Druck, der mit 1.200 Bar 600-mal höher ist als bei einem Autoreifen – Bedingungen, die für Ingenieure immer wieder große Herausforderungen bedeuten.

Auch die Infrastruktur dieser Plattformen ist gigantisch. Die Anlage arbeitet mit einer Stromleistung von 100.000 Kilowatt. So viel Energie ist notwendig, um den Betrieb des Produktionssystems zu sichern. Diese Energiemenge reicht aus, um eine Kleinstadt mit 80.000 Einwohnern mit Strom zu versorgen.

Damit das Rohöl durch eine Pipeline fließen kann, gibt es in regelmäßigen Abständen Pumpstationen. Sie halten das Öl in Bewegung. Computerunterstützte Prozessleitsysteme helfen den speziell ausgebildeten Mitarbeitern im Kontrollzentrum dabei, den Fluss des Öls sowie die Pipeline zu überwachen.

Um mögliche undichte Stellen an der Pipeline zu finden, verlassen sich die Leitungsbetreiber nicht nur auf die Technik. Zusätzlich überwachen Mitarbeiter sie vor Ort bei Kontrollgängen. Außerdem werden die Fernleitungstrassen regelmäßig per Hubschrauber überflogen. Wird ein Ölaustritt festgestellt, kann der entsprechende Streckenabschnitt abgeschottet werden.

Die durch die verschiedenen Verarbeitungsprozesse gewonnenen Produkte entsprechen in der Regel noch nicht der geforderten Normqualität. Benzin beispielsweise ist erst als Ottokraftstoff geeignet, wenn es eine Oktanzahl von mindestens 91 ROZ (Research-Oktanzahl) besitzt.

Um die Oktanzahl zu erhöhen, ist der Prozess der Reformierung erforderlich.

Zusätzlich werden Additive beigemischt, um die hohen Qualitätsanforderungen modernster Motoren zu erfüllen. Beim Ottokraftstoff sind das Komponenten, die Ablagerungen im Motor verhindern und ihn vor Korrosion schützen.

Auch in der klassischen Kraftstoffproduktion gab es in den letzten Jahren zahlreiche technische Neuerungen. Denn die Digitalisierung macht auch vor den Raffinerien nicht Halt. Digitale Technologien werden entlang der gesamten Produkt-Wertschöpfungskette eingesetzt: von der Bedarfsplanung in den Raffinerien, über die Auslastungssteuerung der Anlagen bis zur Planung der Lagerung und Tankstellenversorgung.

Alle Schritte sind durch digitale Prozesse miteinander verbunden und werden automatisch aufeinander abgestimmt. Gesammelte und intelligent ausgewertete Datenmengen steigern die Effizienz der Produktion und ermöglichen zudem, Emissionen zu reduzieren. Die Technik deckt immer wieder neue Optimierungspotenziale auf und sorgt darüber hinaus für eine höhere Sicherheit.

Lange Zeit war die Entwicklung am Ölmarkt durch die OPEC bestimmt. Sie wurde im Jahr 1960 von Iran, Irak, Kuwait, Saudi-Arabien und Venezuela gegründet. Heute umfasst die Organisation 14 Staaten. Neben den Gründungsmitgliedern sind das Algerien, Angola, Äquatorialguinea, Ecuador, Gabun, Katar, Libyen, Nigeria und die Vereinigten Arabischen Emirate.

Sie fördern etwa 40 Prozent des weltweiten Erdöls. Die restlichen 60 Prozent verteilen sich auf die Nicht-OPEC-Staaten. In den letzten Jahren sind die USA durch die Schieferöl-Produktion neben der OPEC zum wichtigsten Akteur geworden.

Die Rohölpreise werden wie die Preise beispielsweise für Kakao und Baumwolle an den Rohstoffbörsen gehandelt. Bei zunehmender Nachfrage nach Öl steigt der Preis überproportional, wenn sich gleichzeitig das Angebot durch sinkende Förderquoten verringert. Diesen Effekt versucht die OPEC durch eine abgestimmte Quote zu nutzen.

Die Struktur des internationalen Erdölmarkts hinsichtlich der Rohölproduktion wird nicht nur durch die OPEC, sondern auch durch die führende Stellung der staatlichen Ölgesellschaften bestimmt. Große staatliche Ölgesellschaften sind unter anderem Gazprom  und Rosneft (Russland), Saudi Aramco (Saudi-Arabien), NIOC (Iran), PdVSA (Venezuela), CNPC (China), Pemex (Mexiko) und Sonatrach (Algerien).

Die großen privaten Ölgesellschaften wie ExxonMobil, Shell, BP, Chevron, Total und ConocoPhillips haben nur sehr begrenzten Einfluss auf den Weltmarktpreis, da sie zusammen einen zu geringen Anteil an der weltweiten Ölförderung haben.

Der Kraftstoffpreis an der Tanksäule wird – genauso wie der Rohölpreis – von vielen Faktoren beeinflusst. Dazu gehören: Angebot und Nachfrage auf dem Rotterdamer Spotmarkt, Steuern und Abgaben, Kostenstruktur des jeweiligen Mineralölunternehmens und örtliche Konkurrenz der Tankstellen. Ein weiterer Einflussfaktor ist der Wechselkurs des Euro zum US-Dollar. Öl wird an den internationalen Märkten in US-Dollar gehandelt. Wenn der Euro gegenüber dem US-Dollar schwächer notiert, steigen die Mineralölpreise in Deutschland. Ein starker Euro hingegen wirkt für sich genommen preisdämpfend.

Auf den Nettopreis bezogen – also ohne Steuern – liegt Deutschland im Vergleich aller EU-Staaten bei den Kraftstoffpreisen im unteren Drittel, mit Steuern allerdings im Mittelfeld (Stand: Februar 2019).

Wie sich die Energiemärkte in Zukunft entwickeln, wird auch von politischen Entscheidungen bestimmt. Das Pariser Klima-Abkommen ist international anerkannt. Inwieweit die Beschlüsse die Weltenergiemärkte beeinflussen werden, wird sich in den kommenden Jahren herausstellen.

Deutschland hat sich zudem ambitionierte Ziele im Rahmen der Energiewende und im Hinblick auf eine Reduktion von Treibhausgasemissionen gesetzt. Mit Hilfe welcher Technologien diese Ziele erreicht werden, sollte offengehalten werden. Am vielversprechendsten dürfte hier ein Technologiemix sein, in dem Elektroautos, aber auch Hybridtechnologien und synthetische Kraftstoffe sowie Erdgas, Biokraftstoffe und Effizienzsteigerungen der Verbrennungsmotoren gleichermaßen einen Beitrag leisten.

An vielen Stellen hat die Branche bereits Lösungen anzubieten, die eine internationale Energiewende unterstützen. Zum einen tragen immer effizientere fossile Kraftstoffe zur Senkung des Energieverbrauchs und von Emissionen bei. Zum anderen lassen sich im Wärmebereich Ölheizungen mit erneuerbaren Energien kombinieren. Mit solchen Hybrid-Heizungen könnten Verbraucher zukünftig außerdem überschüssigen Ökostrom nutzen, der sonst keine Verwendung finden würde ­(Power-to-heat).

Außerdem können neue Technologielösungen in den nächsten Jahren auch Förderung und Weiterverarbeitungsprozesse noch effizienter gestalten. BP hat in Deutschland beispielsweise den Einsatz von grünem Wasserstoff im Raffinerieprozess erfolgreich getestet. Darüber hinaus gibt es Ansätze für Verfahren, bei denen aus erneuerbarem Strom treibhausgasreduzierte oder -freie flüssige Kraftstoffe gewonnen werden können („Power-to-X“ oder „eFuels“).