Öl und Gas

Die Öl- und Gasindustrie ist Norwegens wichtigster Wirtschaftszweig in Bezug auf Wertschöpfung, Staatseinnahmen und Exportwert.

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Aufgrund der rekordhohen Energiepreise, der Erschließung neuer Öl- und Gasfelder sowie der stetigen Modernisierung von alten Feldern erlebte die Branche Anfang der 2000er Jahre bis zum Höhepunkt im Jahr 2014 ein kontinuierliches Wachstum. Seitdem erlebte die Öl- und Gasindustrie eine herausfordernde Zeit mit niedrigen Rohölpreisen und hohen Kosten, was zu einem harten Umstellungsprozess innerhalb der Branche führte. Obwohl die Krise mittlerweile überstanden ist, bestehen auch weiterhin große Herausforderungen. Die Umstellung muss weiter vorangetrieben werden, wenn die Wettbewerbsfähigkeit der Branche in den nächsten Jahren aufrechterhalten werden soll. Die Bemühungen um Kosteneffizienz sind inzwischen weit fortgeschritten, sodass das Erdölgeschäft nur durch den Einsatz von neuer und innovativer Technologie weiter erfolgreich gestaltet werden kann. Digitalisierung und Automatisierung werden im Umstellungsprozess von großer Bedeutung sein und womöglich die Art und Weise der Öl- und Gasproduktion verändern.

Auf dem norwegischen Kontinentalschelf sind 46 kleinere und größere Unternehmen im Bereich der Exploration, Produktion und Infrastruktur tätig. Statoil ist der Akteur mit dem größten Produktionsvolumen. Der norwegische Staat ist mit 67 Prozent größter Eigentümer des Konzerns. Weitere große Unternehmen auf dem Kontinentalschelf sind Exxon-Mobil, Total, Shell, ConocoPhillips und ENI. Deutsche Unternehmen wie Wintershall, DEA, VNG und Bayerngas sind ebenfalls in Norwegen aktiv.

Die norwegische Zuliefererindustrie

Die norwegische Öl- und Gasindustrie umfasst sowohl vorgelagerte Produktionsfirmen, Akteure im Bereich Infrastruktur und Zulieferer. Damit ist die gesamte Wertschöpfungskette in Norwegen präsent. Mehrere weltweit führende Kompetenzcluster sind eng an die Öl- und Gasbranche gekoppelt. Diese befinden sich in verschiedenen Regionen: Das Rogaland mit Stavanger als Zentrum ist Norwegens Ölhauptstadt und Hauptsitz für mehrere der wichtigsten Betreiber und Zulieferer des Landes. Im Sørlandet (Südnorwegen) verfügen die Mitgliedsunternehmen der weltweit führenden Kompetenzclusters GCE Node über Expertise in der Bohrtechnik. Im Vestlandet (Westnorwegen) bildet das Cluster GCE Subsea mit Sitz in Bergen eine Drehscheibe für norwegische Unternehmen mit Expertise in der Unterwassertechnologie. Sowohl in Bergen (NCE Maritime Cleantech) als auch weiter nördlich in der Region Møre og Romsdal (GCE Blue Maritime) haben sich starke Cluster für umweltfreundliche Technologien für Offshore-Fahrzeuge und den Meeresraum im Allgemeinen etabliert. NCE Systems Engineering in Kongsberg versammelt wiederum zahlreiche Unternehmen der Region, die sich im Bereich Automatisierung und Systemintegration spezialisiert haben.

Marktentwicklung

Die gesamten Erdölressourcen auf dem norwegischen Kontinentalschelf werden auf circa 14,3 Milliarden Sm3 RÖE geschätzt. Davon werden 48 Prozent produziert, verkauft oder geliefert. 39 Prozent der gesamten verbleibenden Ressourcen sind noch nicht erschlossen. Etwa die Hälfte dieser Vorkommen werden in der Barentssee vermutet.

Nachdem die letzten Jahre von einer hohen Ausbauaktivität auf dem Kontinentalsockel geprägt waren, wird in den kommenden Jahren von einer relativ stabilen Produktion ausgegangen. Es sollen neue Ölfelder ausgebaut werden; viele dieser Projekte befinden sich in der Endphase oder sind bereits in Betrieb genommen. Gleichzeitig gab es hohe Investitionen auf aktiven betriebenen Ölfeldern, um die Ressourcen der Felder optimal auszuschöpfen.

Die erhebliche Ausbauwelle der vergangenen Jahre hat in den kommenden Jahren geringere Investitionen zur Folge. Dennoch wird das Investitionsniveau auf dem Niveau von 2017, bei etwas mehr als 120 Milliarden NOK (12,4 Milliarden Euro), bleiben. Eine der Ursachen für zukünftig geringere Investitionen sind erhebliche Kostensenkungen auf dem Kontinentalschelf; neue Investitionen sind dadurch deutlich kosteneffizienter als zuvor. Eine weitere Ursache ist, dass das zukünftige Produktionsniveau auf einem niedrigeren Niveau als in den Vorjahren stabil bleiben wird.

Im Jahr 2017 waren 80 Felder in Produktion, davon 62 in der Nordsee, 16 in der Norwegischen See und zwei in der Barentssee. Im Sommer 2017 gab es sieben neue Ausbauprojekte für Förderfelder auf dem norwegischen Kontinentalschelf mit einem insgesamt geschätzten Investitionsvolumen von 233 Milliarden NOK (24 Milliarden Euro). Dabei handelt es sich um die Felder Johan Sverdrup, Gina Krog, Hanz, Martin Linge, Aasta Hansteen und Flyndre.

Nach einer Periode mit wenigen Explorationsaktivitäten nahm die Erschließung neuer Ölfelder seit 2006 wieder zu. 2009 waren 65 Explorationsbrunnen auf dem norwegischen Kontinentalschelf in Betrieb – ein Rekord. Im Jahr 2016 waren 36 Explorationsbrunnen in Betrieb, von denen 18 Funde erzielten. Im Laufe der letzten Jahre wurden auf dem Schelf viele Entdeckungen gemacht, unter anderem das Johan Sverdrup-Feld in der Nordsee und das Johan Castberg-Feld in der Barentssee. Das wichtigste Feld in den nächsten Jahren ist Johan Sverdrup in der Nordsee vor Stavanger. Es wird erwartet, dass das Feld in zehn Jahren 25 Prozent des gesamten norwegischen Öls produzieren wird. Insgesamt wird in diesem Bereich von Investitionen in Höhe von 160 bis 170 Milliarden NOK (16,5 bis 17,5 Milliarden Euro) ausgegangen.

Barentssee und Europäisches Nordmeer

Obwohl mehrere Felder in der Nordsee zunehmend altern und im Laufe des nächsten Jahrzehnts auslaufen werden, erwartet man eine große Menge an unentdeckten Erdölvorkommen in der nördlichen Hälfte des Kontinentalschelfs. Besonders große Hoffnungen werden auf die Gasvorkommen in der Barentssee gesetzt. Daher haben die norwegischen Behörden im Jahr 2016 mehrere Gebiete in der Barentssee zur Exploration freigegeben. 2017 vergab die norwegische Regierung eine Rekordzahl an Explorationslizenzen, die 102 Explorationsgebiete umfassen, davon 93 in der Barentssee und neun in der Norwegischen See.

Der bislang aufregendste Fund ist das Johan Castberg-Feld, das sich noch in der Planungsphase befindet. Sobald das Feld fertiggestellt ist, wird es für den endgültigen Durchbruch für große Erdölgeschäfte in der Barentssee stehen und zu neuen Erkenntnissen sowie zur Technologieentwicklung für die arktischen Gebiete beitragen. Da das Feld neu ist und die Infrastruktur in Nordnorwegen im Vergleich zu Südwestnorwegen unterentwickelt ist, sind deutlich mehr Planungs- und Ausbaumaßnahmen erforderlich, um Johan Castberg auf die Produktion vorzubereiten. Das Feld wird 2022 in Betrieb genommen; die Investitionen in der Anfangsphase betragen etwa 50 Milliarden NOK (5,2 Milliarden Euro). Das Feld wird von Harstad und Hammerfest aus betrieben und hat eine Lebensdauer von 30 Jahren.

Neben Johan Castberg wurden in letzter Zeit mehrere Felder neu ausgebaut oder befinden sich derzeit im Ausbau. Vom Snøhvit- Feld aus wird Erdgas zu Verarbeitung nach Melkøya außerhalb von Hammerfest geschickt, bevor es als LNG weiter zum Markt transportiert wird. Das Gasfeld Aasta Hansteen ist an das Gasleitungsnetz Polarled angebunden. Zukünftig wird Öl auch aus den Feldern Skarv, Norne und Goliat gefördert.

Chancen und Trends

Zurzeit gibt es in der Öl- und Gasindustrie den Trend, Systeme und Sub-Systeme ferngesteuert durch elektronische, mechanische oder hydraulische Technik zu bedienen. Fortschrittliche Informationstechnologie ermöglicht die Fernsteuerung von Offshore-Öl- und Gasfeldern vom Land aus und trägt damit zu erhöhter Sicherheit und Produktion bei. Bereits jetzt werden auf norwegischen Offshore-Anlagen hohe Datenmengen generiert. Die Industrie sucht jedoch noch nach Wegen, wie diese effizient genutzt werden können. Digitalisierung wird von den Branchenakteuren als entscheidend für die künftige Wettbewerbsfähigkeit angesehen. Es herrscht auch Einigkeit darüber, dass die Öl- und Gasindustrie im Vergleich zur Prozess- und Produktionsindustrie bei der Implementierung von Industrie 4.0 zu kurz gekommen ist. Daher ist das Potenzial für Lerneffekte und Kompetenztransfer aus anderen Industrien hoch, um digitalisierte und automatisierte Lösungen für die Branche zu entwickeln. Neue Tools zur Prozessoptimierung unter Verwendung von Echtzeit-Datenanalysen werden zweifellos zur besseren Nutzung von Big Data beitragen und somit die Nutzung von Ausrüstung verbessern, die die Produktion und Energieeffizienz steigern, die Instandhaltung optimieren sowie die Nutzung der Ressourcen effektivisieren.

Technologisch gesehen gibt es grundsätzlich keine Hindernisse für die Rohstoffförderung in den Polargebieten zwischen dem nördlichen Polarkreis und der Arktis. Eine der größten Herausforderungen bezüglich der geophysischen Kartierung der Barentssee ist eine bessere 3D-Visualisierung der Geologie, die Kartierung von Karst in Karbongesteinen sowie die Visualisierung um und unter Salzstrukturen. Besonders herausfordernd ist die Plombierung von Reservoirs, besonders derer, die aus dem Jura stammen.

Unterwassertechnologie wird in den kommenden Jahren immer wichtiger werden, auch im Hinblick auf eine eventuelle Rohstoffgewinnung in der Arktis. Langfristig wird weiterhin ein Bedarf an Subsea-Lösungen für tiefere, kältere und klimaexponierte periphere Gebiete entstehen.

Die Mineralienförderung auf dem Meeresboden hat ein großes Potenzial auf dem Kontinentalschelf. Norwegen befindet sich derzeit jedoch erst in der Startphase, in der Forscher bereits mit der Erforschung des Meeresbodens innerhalb des nördlichen Polarkreises begonnen und mehrere Gebiete mit Gewinnungspotenzial in der Nähe von Jan Mayen identifiziert haben. Die Weiterentwicklung von Technologien zur Gewinnung und Verarbeitung sowie für umwelttechnische Analysen und Sicherheitsvorkehrungen stehen im Fokus, sodass eine eventuelle Entwicklung dieses Sektors auf eine nachhaltige Weise erfolgen kann. Mehrere norwegische Akteure arbeiten bereits an innovativen Lösungen, unter anderem die Technologiecluster GCE Node und GCE Subsea sowie die Forschungsinstitute SINTEF in Trondheim und das K.G. Jebsen-Zentrum in Bergen.


Global Cluster for Oil & Gas

 

Wir als Auslandshandelskammern wollen eine intensive Zusammenarbeit und Kommunikation zwischen den AHK- Öl- und Gasländern erreichen. Denn die Erfahrung zeigt, dass Kunden, Unterlieferanten, Interessen oder Problemstellungen häufig sehr ähnlich sind.

Wir wollen die deutsche Öl- und Gasindustrie in folgenden Bereichen noch aktiver und kompetenter unterstützen als bisher:

  • Informationen über Messen und Veranstaltungen
  • Messebeteiligungen
  • Markteintritt
  • Austausch über die lokale Zulieferindustrie
  • Know-how der entsprechenden Wertschöpfungsketten
  • Unterstützung von Delegations- und Einkaufsreisen
  • Regelmäßige Seminare in Deutschland mit internationalen Einkäufern

 

Global Cluster for Oil & Gas

Doing Business in the Oil & Gas Sector

 

Die Publikation des "Global Cluster for Oil & Gas" informiert über die Möglichkeiten deutscher Firmen in der Öl- und Gasbranche in Mexiko, Brasilien, den USA, den VAE, Saudi Arabien, dem Iran, Aserbaidschan, Russland und Norwegen.

 

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