Deutschlands Top-Lieferant gehen Öl und Gas aus

Die großen bekannten Felder verlieren aber mit zunehmendem Alter auf natürliche Weise an Förderleistung. Um diesen Rückgang auszugleichen, müssten laufend neue Vorkommen gefunden, zusätzliche Bohrungen niedergebracht und bekannte Funde schneller entwickelt werden. Das gelingt aktuell aber nicht mehr im nötigen Umfang. In den vergangenen zehn Jahren kamen im Schnitt nur rund 50 Millionen Standardkubikmeter Öläquivalent pro Jahr durch neue Funde hinzu, während gleichzeitig rund 233 Millionen Standardkubikmetern pro Jahr gefördert wurden. Damit wurde mehr als viermal so viel verbraucht wie neu hinzukam.

Norwegens Ölindustrie wird zunehmend von drei Konzernen geprägt: Der Staatskonzern Equinor sowie Aker BP und Vår Energi fördern inzwischen den Großteil des norwegischen Öls und Gases. Die wachsende Konzentration sorgt zwar für effiziente Projekte, könnte aber auch bedeuten, dass weniger Unternehmen nach den nächsten großen Funden suchen.

Von einem Engpass ist bislang wenig zu sehen. 2025 erreichte Norwegens Ölförderung den höchsten Stand seit 2009. Doch ein großer Teil dieser Förderung kommt von Feldern und Entdeckungen, die vor Jahren erschlossen wurden. Die Offshore-Behörde erwartet, dass die Produktion bis zum Ende dieses Jahrzehnts hoch bleibt und danach anfängt zu sinken.

Wie stark, hängt davon ab, was Norwegen heute tut. In einem günstigen Szenario mit hoher Explorationsaktivität, neuen Funden und schnellen technologischen Fortschritten könnte das Land 2050 noch etwa 65 Prozent des heutigen Niveaus fördern. Im pessimistischen Szenario mit schwachen Investitionen und wenig Exploration wären es nur noch rund 5 Prozent. Selbst im besten Fall geht die Förderung also drastisch zurück – die Frage ist nur, wie schnell. Die Behörde betont ausdrücklich, dass es sich dabei um Szenarien und nicht um Prognosen handelt.

Dabei mangelt es nicht grundsätzlich an Chancen. Zwischen 2000 und 2025 wurden rund 730 Explorationsbohrungen vorgenommen, 370 davon führten zu Funden. Nach Berechnungen der Behörde erwirtschaftete jede in Exploration investierte Krone im Schnitt rund vier Kronen an Wert.

Das größte langfristige Potenzial liegt allerdings in der Barentssee, wo die Infrastruktur noch sehr schwach ist. Große Gebiete sind noch wenig erforscht. Gleichzeitig fehlt es an Transportkapazität. Gas kann aus der Region bislang nur über die LNG-Anlage bei Hammerfest exportiert werden, deren Kapazität aber auf Jahre hinaus komplett ausgelastet ist. Es müssten erst neue Pipelines und zusätzliche Exportkapazitäten geschaffen werden, um weitere Gasvorkommen überhaupt wirtschaftlich erschließen zu können.

Für Deutschland ist das eine unangenehme Erinnerung daran, dass die Abhängigkeit von Russland nicht einfach verschwunden ist – sie wurde teilweise durch eine neue Abhängigkeit ersetzt. Norwegen ist politisch stabil, eng mit Europa verbunden und als Lieferant deutlich verlässlicher als Russland. Das alles nützt uns aber nichts, wenn dem Land die Vorräte ausgehen. Sollte die norwegische Produktion nach 2030 deutlich fallen, müsste Europa mehr LNG auf dem Weltmarkt kaufen, andere Lieferländer erschließen oder seinen Gasverbrauch schneller senken. Das könnte gerade in angespannten Märkten die Preise hochtreiben und die Versorgungssicherheit belasten.

Der entscheidende Unterschied zur Energiekrise von 2022 ist aber, dass der Rückgang der norwegischen Förderung nicht überraschend vonstattengeht. Die Warnung liegt Jahre im Voraus auf dem Tisch. Europas wichtigste Gasquelle im Norden versiegt nicht morgen, aber sie könnte schneller an Bedeutung verlieren, als Deutschland seine Abhängigkeit von ihr abbaut.

Autor: Ingo Kolf, wallstreetONLINE Redaktion