22.04.2013, 14:35 Uhr | 0 |

Statoil findet große Reserven Gas-Dorado vor der ostafrikanischen Küste

Mit dem dritten großen Fund vor der Küste Tansanias hat Statoil, der mehrheitlich staatliche norwegische Energiekonzern, so große Erdgasreserven in den Gewässern des ostafrikanischen Staates entdeckt, dass sich nunmehr Förderung und Export lohnen. Partner ist die britische BG-Gruppe. Beide zusammen wollen dort ein Export-Terminal für Flüssiggas bauen und nach Europa vermarkten.

Das Bohrschiff Ocean Rig Poseidon exploriert seit 2012 für Statoil vor Tansania.
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Suche nach Erdgaslagerstätten vor der Küste Ostafrikas: Das Bohrschiff Ocean Rig Poseidon der Ocean Rig UDW exploriert seit 2012 für den Staatskonzern Statoil vor Tansania. Statoil meldete seither mehrere erfolgsversprechende Bohrungen. 

Foto: Statoil

Im Tangawizi-1-Feld, gut 100 km vor der Küste Tansanias, schlummern nach Angaben von Statoil gewinnbare Erdgasreserven von schätzungsweise zwischen 10 Billionen Kubikfuß bis 13 Billionen Kubikfuß. Laut Tim Dodson, verantwortlich für die gesamte Exploration bei Statoil, rechtfertige dies die auf 14 Mrd. $ veranschlagte Investition in das zusammen mit BG geplante Flüssiggas-Terminal (Flüssiggas: Liquid Natural Gas, kurz LNG) allemal. Statoil habe 2012 als Untergrenze für den Bau eines LNG-Terminals etwa 8 Billionen Kubikfuß Gas genannt, jetzt näherten sich die Funde der doppelten Menge.

BG und Statoil suchen nun gemeinsam in Tansania nach einem Standort für das LNG-Terminal, der die Erweiterung in Modulbauweise zulässt. In der ersten Stufe sind zwei Verflüssigungsstraßen geplant, von denen jede rund 7 Mrd. $ kosten soll. Das Problem sei, dass in Tansania jede Infrastruktur fehlt, betont Dobson.

Fehlende Infrastruktur

Ganz ähnliche Probleme stellen sich im benachbarten Mosambik für die italienische Eni-Gruppe, die dort zusammen mit der US-amerikanischen Anadarko erfolgreich exploriert hat. Diese beiden wollen zusammen im Norden Mosambiks ein LNG-Export-Terminal bauen, das bis zu 50 Mrd. $ kosten könnte. Anadarko hat aber angekündigt, zusammen mit seinem indischen Junior-Partner Videocon 20 % seiner Gasfunde in Mosambik in einer Auktion verkaufen zu wollen.

Wer auch immer welche LNG-Export-Terminals plant und in Zukunft bauen wird – nach Angaben des Beratungsunternehmens Wood Mackenzie liegen vor der ostafrikanischen Küste so reiche Gasreserven, dass sich der Bau von mindestens 20 Verflüssigungsstraßen rechtfertigen ließe. Das entspräche dann einer LNG-Exportkapazität von 100 Mio. t im Jahr. Das wären mehr als jene von Katar, dem mit 77 Mio. t pro Jahr derzeit noch größten LNG-Exporteur der Welt.

Dobson rechnet mit noch mehr Funden in diesem Jahr, aber sowohl die LNG-Exporte aus Mosambik wie auch die aus Tansania sind Zukunftsmusik. Dabei sieht allerdings alles danach aus, dass die beiden europäischen Partner BG und Statoil ihren Plan in den einzelnen Stufen schneller realisieren können als das transatlantische Bündnis aus Eni und Anadarko gleich den ganz großen Wurf.

Großbritannien und Kontinentaleuroapa als Absatzmärkte

Im Konsortium von Eni und Anadarko mischen mit Videocon und – dann nach der Auktion – ständig neue Spieler mit. In der größeren Gruppe kann die Zusammenarbeit außerdem nicht so gut laufen wie die in der schon mehrfach bei anderen Vorhaben erprobte Partnerschaft zwischen BG und Statoil. Im März sicherte sich China National Petroleum für 4,3 Mrd. $ einen 20 %-Anteil bei Eni.

Hinzu kommt noch: Während die Exportziele bei der von Eni geführten Gruppe noch völlig im Dunklen liegen, hat das Team BG/Statoil ganz klar Großbritannien und dann Kontinentaleuropa als Absatzmärkte im Visier. Beide sind in der Öl- und Gasförderung aus der Nordsee besonders erfahren und aktiv. Somit können BG und Statoil sehr gut die Entwicklung dort abschätzen, diese sogar zum Teil selbst steuern.

Großbritannien hat bei Weitem nicht so langfristige Gaslieferverträge wie Deutschland und andere europäische Länder sowie sehr viel geringere Lagerkapazitäten. Das bereitet einigen in der britischen Energiewirtschaft durchaus Kopfzerbrechen.

"Große Nervosität" am britischen Gasmarkt

Andrew Horstead etwa, Analyst bei Utilyx, einem der Verbände in der britischen Energiewirtschaft, sieht wegen des kalten und im Vergleich zum Vorjahr langen Winters, weitgehend leerer Gaslager und geringer LNG-Importe "große Nervosität" am britischen Gasmarkt.

Laut einer Analyse der Bank of America Merrill Lynch sind die britischen Gaslager im März dieses Jahres nur zu einem Fünftel ihrer Kapazität gefüllt gewesen – im März 2012 waren es noch 47 %. Dieter Helm, Wirtschaftsprofessor am New College der Universität Oxford, kritisiert die geringere Lagerkapazität als "fehlende Infrastruktur", vergisst aber dabei, dass Großbritannien im Vergleich zu Kontinentaleuropa die höchste LNG-Importkapazität hat.

Außerdem lag zwar 2011 die britische Gasförderung zum ersten Mal seit 1974 unter den Gasimporten. Aber Letztere sind 2012 schon wieder gefallen, teils wegen des konjunkturbedingt niedrigeren Bedarfs, teils wegen der nach jüngsten Berechnungen wieder höheren Eigenförderung aus der Nordsee. 

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Von Peter Odrich | Präsentiert von VDI Logo
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