Angespornt durch die hohen Preise auf dem Weltmarkt zapfen die Ölfirmen nun mit erhöhtem Tempo ihre bestätigten Reserven an. Die Suche nach neuen Feldern, so eine aktuelle Studie, vernachlässigen die Topkonzerne dagegen zunehmend. Das birgt jedoch auch Risiken.

Mit 49,5 Mrd. $ haben die zehn größten Ölmultis des Westens (BP, ChevronTexaco, Conoco Phillips, Eni, Exxon Mobil, Total, Repsol-YPF, Shell, Statoil und Petrobas) im vergangenen Jahr mehr für die Entwicklung neuer Felder ausgegeben als je zuvor. Zu diesem Ergebnis kommt die britische Marktforschungsfirma Wood Mackenzie, Edinburgh, in ihrem Spezialbericht Upstream Corporate Analysis. Die Unternehmen würden alles daran setzen, die Förderung auszuwerten, "um von der anhaltenden Hochpreisphase profitieren", sagt Robert Plummer, Mitverfasser der Studie.

Die Konzerne investieren nach Plummers Worten schwerpunktmäßig in Gebieten, in denen sie während der 90er Jahre große Entdeckungen gemacht hatten - "vor allem im Golf von Mexiko, vor der westafrikanischen Küste und im kaspischen Meer". Noch bis 2006 sollen die Entwicklungsinvestitionen auf dem hohen Niveau verharren, bevor sie allmählich wieder auf rund 30 Mrd. $, wie gegen Ende der 90er Jahre, zurückgehen. Die Unternehmen, die derzeit ein Fünftel der Weltölförderung auf sich vereinen, stellen damit die Weichen für deutliche Produktionssteigerungen. "Wir gehen davon aus, dass die Topfirmen ihre Förderung bis 2008 um durchschnittlich 3,5 % pro Jahr ausdehnen', meint Plummer. "Damit dürfte sich der Abstand zur Konkurrenz leicht vergrößern."

Angesichts der Preishausse ist die Verlockung, möglichst schnell große Mengen zusätzlichen Öls aus dem Boden zu pumpen, so groß, dass die Multis darüber sogar die Suche nach neuen Quellen vernachlässigen: Spiegelverkehrt zu den Entwicklungsausgaben sind die Aufwendungen für die Exploration seit 1998 von 11 Mrd. $ auf 8 Mrd. $ abgesackt. "Die Konzerne finanzieren die beschleunigte Entwicklung zu einem guten Teil mit Geld, das sie aus den Explorationsbudgets abgezogen haben", so Plummer.

Stellt man die Ausgaben ins Verhältnis zur laufenden Produktion, ergibt sich ein noch krasseres Bild. Danach sanken die Explorationsausgaben pro gefördertem Fass Öläquivalent (BOE) um 41 % auf 1 $. Bei BP und Statoil purzelten die Aufwendungen sogar um mehr als die Hälfte. Das birgt erhebliche Risiken. Denn an den Kapitalmärkten werden die Firmen stark danach beurteilt, wie gut es ihnen gelingt, die bestätigten - also wirtschaftlich nutzbaren - Reserven durch Neuentdeckungen- aufzufüllen. Royal Dutch Shell musste Anfang des Jahres massive Abstriche bei den Vorräten vornehmen, nachdem aufflog, dass das Unternehmen die Zahlen jahrelang aufgeblasen hatte. Andere wie, Exxon Mobil und BP, konnten ihr Polster hingegen laufend stärken.

Noch lässt sich nicht erkennen, dass die Reserven in Folge der Explorationskürzungen branchenweit sinken. Das könnte auch daran liegen, dass "die größeren Funde, die um die Jahrtausendwende gemacht wurden, bis heute nachwirken", spekuliert Plummer. Denn von der Entdeckung bis zur Buchung der Reserven können leicht drei bis vier Jahre vergehen.

Fest steht, dass die Suche nach dem schwarzen Gold immer mühsamer wird. Größere neue Lagerstätten sind seit 2000 kaum noch entdeckt worden. Immer häufiger müssen sich die Konzerne mit kleineren Offshore-Feldern in mehr als 500 m Tiefe begnügen, die sich nur relativ kostspielig erschließen lassen. Wood Mackenzie hat ausgerechnet, dass der Gesamtwert der neuen Funde zwischen 1996 und 2003 meist noch unter den getätigten Explorationsausgaben lag.

Vielleicht kehrt sich der Trend in nicht allzu ferner Zukunft wieder um - "wenn die Unternehmen Zugang zu Regionen bekommen, die sich wegen der logistischen oder politischen Hindernisse nicht erschließen ließen", orakelt Plummer. So sind der Irak und die arktischen Gefilde noch weit gehend Terra incognita für die Multis.
Michael Hollmann