Gasmarkt 30.10.2009, 19:43 Uhr

Deutsche Gasimporteure wollen mehr selbst fördern  

Die deutschen Gasimporteure wandeln sich: Waren sie früher reine Ferngas-Handelsgesellschaften oder auf Vorkommen in Deutschland fokussiert, so sind sie inzwischen selbst zu produzierenden Unternehmen in aller Welt geworden. Inmitten der Weltwirtschaftskrise, in der die Energiepreise deutlich nachgaben, haben sie die Chance für neue Engagements genutzt. VDI nachrichten, Düsseldorf, 30. 10. 09, swe

Die Zeit zum Kauf war für Klaus Ewald Holst im Frühjahr 2009 gekommen. Der Vorstandschef des drittgrößten deutschen Gasimporteurs, der Leipziger Verbundnetz Gas AG (VNG), hatte ein Angebot des US-Konzerns Endeavour Energy für den Erwerb der norwegischen Tochtergesellschaft auf dem Tisch.

Für 150 Mio. $ kam die Endeavour Norge AS in den Besitz der VNG – und damit auch 21 Lizenzen für die Erdgassuche. Zudem ist das Unternehmen mit einigen wenigen Prozent an zwei bereits fördernden Feldern beteiligt. Die bisher nach oben gepumpten 3000 Barrel Öl- äquivalent täglich sind nicht viel – und auf die Zwei-Prozent-Beteiligung gerechnet eher eine Apothekermenge.

E.on Ruhrgas oder die BASF-Tochter Wintershall sind schon ein gutes Stück weiter. E.on hat gerade die erste eigene Förderplattform „Babbage“ in der stürmischen See zwischen Nordengland und Norwegen verankert und ist an mehreren produzierenden Feldern beteiligt. Die Kollegen aus Kassel sind vor allem im hohen Norden Sibiriens engagiert.

„Wir freuen uns, dass das Feld in Juschno Russkoje mit 142 Produktionsbohrungen bereits früher als geplant seine Plateauproduktion erreicht hat“, sagte Rainer Seele, Vorstandsvorsitzender von Wintershall, auf der Weltgaskonferenz in Buenos Aires. Er rechne damit, dass die eigene Förderung von 120 Mio. Barrel Öläquivalent im Jahr 2008 auf 140 Mio. Barrel Öläquivalent im Jahr 2010 steigen könne.

Neu ist für Wintershall dabei, dass man den bei ausländischen Beteiligungen sonst eher sperrigen Russen in Nowy Urengoi zu einem Joint Venture überreden konnte. In Russkoje, das weit jenseits des Stromes Ob liegt, handelt es sich noch um eine reine Finanzbeteiligung. Andere Erkundungsteams von E.on und der RWE-Tochter DEA sind in Algerien, Ägypten und am Kaspischen Meer unterwegs.

VNG-Chefs Holst nutzt eine Strategie, die von der norwegischen Regierung durch die Übernahme großer Teile des Kostenrisikos kräftig gefördert wird. Dazu wurden weite Teile des norwegischen Kontinentalschelfs in Planquadrate eingeteilt, für die jedes Jahr in Auktionen die Förderlizenzen an zugelassene Bieter vergeben werden.

Die großen Konzerne konzentrieren sich vor allem auf die Regionen mit den sehr großen erkundeten oder vermuteten Lagerstätten. Für die kleineren Unternehmen – wie die deutschen Konzerne – bleibt am Rande genügend Platz. „Wobei es auch hier durchaus lukrativ ist. Die dort vermuteten Vorräte sind eher klein bis mittelgroß, so dass sich dies für eine Exxon Mobil, Statoil oder Shell nicht lohnt“, so Holst.

Die Lizenzen sind handelbar: Man kann sich Partner ins Boot holen, man kann sie jederzeit, auch nach einem Fund, verkaufen. Oder sich in ein produzierendes Feld einkaufen. In allen Fällen gilt: Norwegen kassiert hohe Steuern und Lizenzgebühren, wenn Gas gefördert wird.

Die Suche nach Gas kostet in diesem Jahr rund 90 Mio. $, berichtet Tord Petersen, Chef der VNG-Explorationstochter. Doch werden 85 % der Erkundungskosten zurückerstattet, sollte die Suchbohrung „dry“, also ergebnislos, bleiben.

Ob sich die Sache für VNG lohnt, wird sich erst noch erweisen müssen. Die Leipziger Expedition ist ein Zukunftsexperiment. Zwar wurde die erste Suchbohrung im Agat-Feld, gut 100 Seemeilen entfernt vom bekannten Troll-Feld, im September fündig, doch ob die Gasvorkommen eine Erschließung lohnen, müssen jetzt weitere Sondierungen zeigen. „Richtig viel investieren müssen wir nur, wenn wir auch fündig werden, dann rechne ich mit 1 Mrd. € bis 1,5 Mrd. €. Denn wir wollen uns nicht nur beteiligen, wir wollen selbst als Operator auf der Plattform die Sache steuern.“

In Russland hat Gazprom-Chef Alexej Miller im letzten Winter bei der Inbetriebnahme des Achim-Gas-Feldes Klaus Jürgen Hambrecht von der BASF klargemacht, dass die Russen das deutsche Know-how für die Gasförderung aus extremen Tiefen – hier sind es bis 4000 m – ebenso gern nutzen wie das eingebrachte Kapital. Doch verkauft wird ab Bohrloch – und zwar zu den niedrigen russischen Inlandspreisen. Auch die E.on-Plattform „Babbage“ bekommt nur Brosamen ab, das Feld könnte etwa 500 000 Barrel jährlich hergeben.

MANFRED SCHULZE

Ein Beitrag von:

  • Manfred Schulze

    Manfred Schulze ist freier Journalist für Fachzeitungen Energie, Logistik, Technologie.

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