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Benjamin · 28-06-2009, 09:25

Franki,
die Frage "Mensch eine Fehlentwicklung der Natur" ist für mich sehr müßig. Für mich wichtig ist der Parameter Zeit bzw. das Timing: Haben wir bereits den Anfang der Entwicklung gesehen, oder kommt das alles "bald", oder ist das alles am Ende noch "ganz viele Jahre" weg?

Hier ein sehr interessantes Interview mit einem der Top-Experten in Deutschland zum Thema "Daten über Ölförderung": Er sagt aus, dass das Ölfördermaximum bereits im Jahre 2006 war und also seitdem für alle Zeiten die jährliche Ölförderung abnehmen wird:

"Die Ölförderung wird in den kommenden Jahren kontinuierlich abnehmen"
VDI nachrichten, Nr. 12, Seite 6, vom 20.03.09

VDI nachrichten: Die Mineralölwirtschaft sieht die Ölreserven noch lange nicht erschöpft. Es werde weiterhin mehr Erdöl gefunden als gefördert. Was sagen Sie dazu?

Zittel: Laut Mineralölwirtschaft steigen die Reserven. Ursache sind jedoch weniger Neufunde als eine Neubewertung älterer, oft schon produzierender Ölfelder. Das hat aber keinen Einfluss auf die Fördermöglichkeiten. Nach unseren Analysen wurde das weltweite Ölfördermaximum 2006 erreicht. Seither geht die Erdölförderung zurück und das wird sich vom Trend her nicht mehr ändern.

Woher nehmen Sie diese Einschätzung?

Unter anderem von der Mineralölwirtschaft selbst. So weist etwa der BP Statistical Review of World Energy für 2007 geringere Fördermengen als 2006 aus. Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe kommt zu einem ähnlichen Ergebnis.

Nehmen die nicht an, dass die Förderung künftig wieder steigen wird?

Was sie intern annehmen, entzieht sich meiner Kenntnis. Doch klare Indizien sprechen dagegen. Die Förderung wird auch 2008 und 2009 rückläufig bleiben. Das liegt in der Logik des Systems: Jedes Ölfeld hat ein dynamisches Förderprofil. Die Förderung steigt bis zu einem gewissen Punkt, dann sinkt sie, weil der Druck nachlässt und der Wasseranteil steigt. Durch Analyse historischer Förderprofile einzelner Felder und Regionen und anstehender Projekte lassen sich die Trends der nächsten zehn bis 20 Jahre recht gut prognostizieren. Der Anteil der Felder mit rückläufiger Förderung wird Jahr um Jahr größer. Zugleich steigt der Aufwand, um das auszugleichen.

Wieso?

Allein die großen Investitionen in die Tiefsee-Exploration muss man als Eingeständnis interpretieren, dass leicht zugängliches und billig zu erschließendes Öl nicht mehr zu finden ist. Sonst würde man das natürlich zuerst holen. Dadurch haben sich beispielsweise für die brasilianische Firma Petrobras die durchschnittlichen Ölförderkosten im letzten Jahrzehnt verfünffacht. Wir erleben seit Jahren, dass die Mineralölkonzerne den Förderbeginn in neuen Feldern Jahr um Jahr verschieben.

Können Sie die beschriebene Entwicklung mit Zahlen belegen?

Von den 48 wichtigsten Förderländern haben mehr als 30 ihr Fördermaximum hinter sich. Selbst neue Funde können diesen Rückgang allenfalls bremsen.

Dann müsste der Ölpreis bald wieder anziehen. Erlaubt das nicht auch höhere Investitionen?

Fakt ist, dass in den letzten fünf Jahren kaum ein Projekt wie geplant in Förderung genommen wurde - trotz des hohen Ölpreises. Verzögerungen um mehrere Jahre sind die Regel.

Haben Sie Beispiele?

Thunderhorse im Golf von Mexiko. Gefunden 1999, ab 2005 sollte dort Öl fließen. De facto kam im letzten Jahr noch immer kein Öl. Oder Kashagan im Kaspischen Meer. Im Jahr 2000 als Riesenerfolg gefeiert, war vom Förderbeginn 2005 die Rede. Wie es aussieht, geht es dort frühestens 2012 los.

Woran liegt es? Technische Probleme? Kosten?

Es ist schwierig, teuer und die Fachkräfte sind knapp. Ein Blick in die Zahlen der großen Ölkonzerne zeigt, dass die Ausgaben für Exploration und Produktion steigen, die Förderung aber zurückgeht: Bei Shell stiegen die Kosten binnen zehn Jahren um den Faktor fünf, während die Förderung um ein Drittel sank. Diese Entwicklung durchlaufen auch BP, Exxon, Texaco und viele andere. Zusammen hatten die acht größten westlichen Konzerne 2004 ihren Förderhöhepunkt. Seitdem sinkt ihre Förderung ungeachtet der hohen Preise und Investments. Und durch den Preisverfall der letzten Monate schreiben Ölfirmen rote Zahlen und legen neue Projekte auf Eis.

Aber widerspricht der Ölpreisverfall nicht der These einer dauerhaft rückläufigen Förderung?

Steigende Volatilität der Preise ist ein Vorbote des Strukturwandels. Die Förderraten zeigen dagegen einen stabilen Trend. Darüber hinaus sind 40 $ pro Fass in einer Rezessionsphase alles andere als ein niedriger Preis. Noch vor vier Jahren prognostizierte die Internationale Energieagentur für 2030 einen Ölpreis von 40 $ - im Falle eines jährlichen Wirtschaftswachstum von 3 % bis 4 %!

Kann Erdgas den Rückgang der Ölförderung kompensieren?

Bis auf Norwegen verzeichnen alle europäischen Förderländer rückläufige Produktion. Auch dort lässt sich die Fördermenge nicht mehr lange ausweiten. Es wird nicht reichen, um den Rückgang im restlichen Europa zu kompensieren.

Und Russland?

Auch Russland hat ein begrenztes Potenzial und Probleme, seine Exportverträge einzuhalten. Zudem gibt es viele Konkurrenten um dieses Gas.

Was ist die Konsequenz aus alledem?

Die Verfügbarkeit von Öl und Gas wird rapide abnehmen. Sinkende Fördermengen bei gleichzeitig steigender globaler Nachfrage, das geht nicht zusammen. Wir müssen jetzt umstellen und noch stärker in erneuerbare Energien investieren als bisher - und vor allem den Verbrauch reduzieren.

PETER TRECHOW
http://www.vdi-nachrichten.com/vdi-n...&source=archiv
http://www.lbst.de/publications/arti...foerderung.png

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Werner Zittel

Werner Zittel befasst sich bei der Ludwig Bölkow Systemtechnik GmbH (LBST) u. a. mit Reichweiten fossiler Ressourcen und energiewirtschaftlichen Fragen.

Seit 1995 arbeitet Zittel regelmäßig am Alternative World Energy Outlook mit. Er wechselte 1989 vom Fraunhofer-Institut für Festkörpertechnologie zur LBST. Davor (1982 bis 1987) war der Physiker am Max-Planck-Institut für Quantenoptik tätig.
Seine Themen:
Klimaproblematik, Treibhauseffekt, soziale Kosten des Energieverbrauchs, Energiebilanzen und energetische Amortisation, Einstiegsstrategien und Szenariorechnungen für den mobilen und stationären Einsatz von Wasserstoff als Energieträger. Reichweiten von Ressourcen, energiewirtschaftliche Grundsatzfragen.
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Rückgang setzt sich fort
ASPO, Blandow/Zittel , 1. Dezember 2008:

Die Ölförderung der acht großen westlichen Ölkonzerne geht weiter zurück. Die in den Berichten zum Ende des dritten Quartals 2008 veröffentlichten Fördermengen von BP, ExxonMobil, Shell, Total, Eni, ConoccoPhipplis, Repsol und ChevronTexaco weisen einen weiter beschleunigten Rückgang der Produktion aus. Seit 2004 ist die Gesamtfördermenge der gezeigten Firmen um 2 Millionen Barrel oder fast 15% pro Tag gefallen.

Bild: Auswertung der Quartalsberichte 8 größten westlichen Ölfirmen. Der Rückgang der Förderung verstärkt sich. Gegenüber 2004 klafft bereits eine Lücke von 2 Millionen Barrel pro Tag. Setzt sich der Trend fort, wird sich die Förderung in den nächsten 10 Jahren mehr als halbieren. [Quelle: Quartalsberichte der Firmen]

Besonders dramatisch ist der Rückgang der Förderung bei Shell. Von knapp 2,5 Millionen Barrel pro Tag im Jahr 2003 werden 2008 noch knapp 1,7 Millionen Barrel pro Tag gefördert. Seit dem Jahr 2000 haben sich die Ausgaben für Produktion und Exploration um den Faktor 4-5 erhöht, im Jahr 2008 gegenüber 2007 nochmals verdoppelt. Bisher konnten diese Mehrausgaben den Trend weder stoppen noch bremsen. Es zeigt sich ebenfalls, dass der viel beschworene Hoffnungsträger "Teersand" kaum Einfluss auf den Trend des Produktionsrückgangs hat. Um die entstandene "Lücke" aus konventionellem Öl zu füllen, müßte sich die Produktion von Öl aus Teersanden vervielfachen. Es zeigt sich an diesem Beispiel ganz konkret, dass große Reserven und reale Produktion zwei völlig verschiedene Sachverhalte sind. Ölfirmen kommunizieren gerne hohe und gestiegene Reserven. Fakt ist, das all diese Reserven bislang nichts gegen den Förderrückgang bewirkt haben. Einen Förderrückgang der mit aktuell 6% für das dritte Quartal durchaus beträchtlich ist.

Bild: Die Ölförderung von Shell [Quelle: Quartalsberichte]

Auch bei ExxonMobil scheinen die Zeiten schwieriger zu werden. Die folgende Grafik zeigt Exxons Ölförderung in den verschiedenen Weltregionen. Seit etwa 2002 konnte die Erschließung neuer Fördergebiete in Afrika den Rückgang in den klassischen Fördergebieten kompensieren, die Förderung konnte sogar leicht steigen. Seit 2007 fällt die Förderung allerdings stark und ist aktuell unter die Förderung von 1998 zurück gefallen. Auch dieses Beispiel zeigt, wie schwierig es ist den Rückgang aus bestehenden Feldern durch neue Fördergebiete zu kompensieren, ganz zu schweigen von eigentlich notwendigen Ausweitungen.

Bild: Die Ölförderung von ExxonMobil gemäß der eigenen Quartalsberichte. Seit 2007 können auch die Engagements in Afrika und Russland die zurückgehende Förderung in den "klassischen" Fördergebieten nicht mehr kompensieren. [Quelle: Quartalsberichte. Für den Zeitraum vor 2002 liegen ASPO keine nach Regionen gegliederten Daten für ExxonMobil vor]

Während die Förderung sinkt steigen die Ausgaben. Die folgende Grafik zeigt die Ausgaben der 3 größten Ölfirmen für Exploration und Produktion. Auf den ersten Blick scheint die Welt in Ordnung. Steigende Preise - und Gewinne - führen zu höheren Investitionen. Sieht man allerdings genauer hin, sind vor allem die Kosten für die Produktion gestiegen, die Ausgaben für die Exploration - also der Suche nach neuen Ölfeldern - sind vergleichsweise Konstant bzw. leicht rückläufig (Abbildung darunter). Es sind aktuell zwei deutliche Trends zu beobachten: Die Kosten für die Produktion steigen und die Ölförderung sinkt mit zunehmender Geschwindigkeit. Gleichzeitig stecken die Ölfirmen den wesentlichen Teil ihrer Gewinne in den Rückkauf eigener Aktien.

Bild: Ausgaben der 3 größten westlichen Ölfirmen für Exploartion und Produktion. Seit 2006 haben sich die Ausgaben nahezu verdoppelt. [Quelle: Quartalsberichte. Für 2008 nur die Quartale I-III]

Nicht alle Ölfirmen weisen die Kosten für Produktion und Exploration getrennt aus. In der folgenden Grafik sind die E&P (Exploration & Production) Ausgaben für die 3 größten Ölfirmen aufgegliedert. Der gerne bemühte Mythos, das steigende Ölpreise zu erhöhter Exploration führen, läßt sich anhand dieser Zahlen nicht belegen. Während 2007 in der Größenordnung von 50 Milliarden US$ eigene Aktien zurück gekauft wurden, lagen die Ausgaben für die Produktion etwa in der gleichen Höhe. Für Exploration wurden dagegen nur 3,3 Milliarden Dollar ausgegeben (ExxonMobil, BP und Shell). Schreibt man diese Trends fort, fördern die Ölfirmen immer weniger Öl, besitzen bald den Großteil der eigenen Aktien und geben die Suche nach neuem Öl praktisch auf.

Bild: Die Ausgaben für E&P aufgeliedert in Produktion und Exploration. Obwohl die Produktionskosten aller drei Firmen in der gleichen Größenordnung liegen sind die Förderraten unterschiedlich s. Grafik oben]

Bild: Ausgaben der 3 größten westlichen Ölfirmen für den Rückkauf eigener Aktien [Zahlen für 2008 ohne IV. Quartal]

Quelle: http://www.energiekrise.de/

28-06-2009, 09:25	#64
Benjamin TBB Family Registriert seit: Mar 2004 Beiträge: 10.374	Franki, die Frage "Mensch eine Fehlentwicklung der Natur" ist für mich sehr müßig. Für mich wichtig ist der Parameter Zeit bzw. das Timing: Haben wir bereits den Anfang der Entwicklung gesehen, oder kommt das alles "bald", oder ist das alles am Ende noch "ganz viele Jahre" weg? Hier ein sehr interessantes Interview mit einem der Top-Experten in Deutschland zum Thema "Daten über Ölförderung": Er sagt aus, dass das Ölfördermaximum bereits im Jahre 2006 war und also seitdem für alle Zeiten die jährliche Ölförderung abnehmen wird: "Die Ölförderung wird in den kommenden Jahren kontinuierlich abnehmen" VDI nachrichten, Nr. 12, Seite 6, vom 20.03.09 VDI nachrichten: Die Mineralölwirtschaft sieht die Ölreserven noch lange nicht erschöpft. Es werde weiterhin mehr Erdöl gefunden als gefördert. Was sagen Sie dazu? Zittel: Laut Mineralölwirtschaft steigen die Reserven. Ursache sind jedoch weniger Neufunde als eine Neubewertung älterer, oft schon produzierender Ölfelder. Das hat aber keinen Einfluss auf die Fördermöglichkeiten. Nach unseren Analysen wurde das weltweite Ölfördermaximum 2006 erreicht. Seither geht die Erdölförderung zurück und das wird sich vom Trend her nicht mehr ändern. Woher nehmen Sie diese Einschätzung? Unter anderem von der Mineralölwirtschaft selbst. So weist etwa der BP Statistical Review of World Energy für 2007 geringere Fördermengen als 2006 aus. Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe kommt zu einem ähnlichen Ergebnis. Nehmen die nicht an, dass die Förderung künftig wieder steigen wird? Was sie intern annehmen, entzieht sich meiner Kenntnis. Doch klare Indizien sprechen dagegen. Die Förderung wird auch 2008 und 2009 rückläufig bleiben. Das liegt in der Logik des Systems: Jedes Ölfeld hat ein dynamisches Förderprofil. Die Förderung steigt bis zu einem gewissen Punkt, dann sinkt sie, weil der Druck nachlässt und der Wasseranteil steigt. Durch Analyse historischer Förderprofile einzelner Felder und Regionen und anstehender Projekte lassen sich die Trends der nächsten zehn bis 20 Jahre recht gut prognostizieren. Der Anteil der Felder mit rückläufiger Förderung wird Jahr um Jahr größer. Zugleich steigt der Aufwand, um das auszugleichen. Wieso? Allein die großen Investitionen in die Tiefsee-Exploration muss man als Eingeständnis interpretieren, dass leicht zugängliches und billig zu erschließendes Öl nicht mehr zu finden ist. Sonst würde man das natürlich zuerst holen. Dadurch haben sich beispielsweise für die brasilianische Firma Petrobras die durchschnittlichen Ölförderkosten im letzten Jahrzehnt verfünffacht. Wir erleben seit Jahren, dass die Mineralölkonzerne den Förderbeginn in neuen Feldern Jahr um Jahr verschieben. Können Sie die beschriebene Entwicklung mit Zahlen belegen? Von den 48 wichtigsten Förderländern haben mehr als 30 ihr Fördermaximum hinter sich. Selbst neue Funde können diesen Rückgang allenfalls bremsen. Dann müsste der Ölpreis bald wieder anziehen. Erlaubt das nicht auch höhere Investitionen? Fakt ist, dass in den letzten fünf Jahren kaum ein Projekt wie geplant in Förderung genommen wurde - trotz des hohen Ölpreises. Verzögerungen um mehrere Jahre sind die Regel. Haben Sie Beispiele? Thunderhorse im Golf von Mexiko. Gefunden 1999, ab 2005 sollte dort Öl fließen. De facto kam im letzten Jahr noch immer kein Öl. Oder Kashagan im Kaspischen Meer. Im Jahr 2000 als Riesenerfolg gefeiert, war vom Förderbeginn 2005 die Rede. Wie es aussieht, geht es dort frühestens 2012 los. Woran liegt es? Technische Probleme? Kosten? Es ist schwierig, teuer und die Fachkräfte sind knapp. Ein Blick in die Zahlen der großen Ölkonzerne zeigt, dass die Ausgaben für Exploration und Produktion steigen, die Förderung aber zurückgeht: Bei Shell stiegen die Kosten binnen zehn Jahren um den Faktor fünf, während die Förderung um ein Drittel sank. Diese Entwicklung durchlaufen auch BP, Exxon, Texaco und viele andere. Zusammen hatten die acht größten westlichen Konzerne 2004 ihren Förderhöhepunkt. Seitdem sinkt ihre Förderung ungeachtet der hohen Preise und Investments. Und durch den Preisverfall der letzten Monate schreiben Ölfirmen rote Zahlen und legen neue Projekte auf Eis. Aber widerspricht der Ölpreisverfall nicht der These einer dauerhaft rückläufigen Förderung? Steigende Volatilität der Preise ist ein Vorbote des Strukturwandels. Die Förderraten zeigen dagegen einen stabilen Trend. Darüber hinaus sind 40 $ pro Fass in einer Rezessionsphase alles andere als ein niedriger Preis. Noch vor vier Jahren prognostizierte die Internationale Energieagentur für 2030 einen Ölpreis von 40 $ - im Falle eines jährlichen Wirtschaftswachstum von 3 % bis 4 %! Kann Erdgas den Rückgang der Ölförderung kompensieren? Bis auf Norwegen verzeichnen alle europäischen Förderländer rückläufige Produktion. Auch dort lässt sich die Fördermenge nicht mehr lange ausweiten. Es wird nicht reichen, um den Rückgang im restlichen Europa zu kompensieren. Und Russland? Auch Russland hat ein begrenztes Potenzial und Probleme, seine Exportverträge einzuhalten. Zudem gibt es viele Konkurrenten um dieses Gas. Was ist die Konsequenz aus alledem? Die Verfügbarkeit von Öl und Gas wird rapide abnehmen. Sinkende Fördermengen bei gleichzeitig steigender globaler Nachfrage, das geht nicht zusammen. Wir müssen jetzt umstellen und noch stärker in erneuerbare Energien investieren als bisher - und vor allem den Verbrauch reduzieren. PETER TRECHOW http://www.vdi-nachrichten.com/vdi-n...&source=archiv http://www.lbst.de/publications/arti...foerderung.png -------------------------------------------------------------------------------- Werner Zittel Werner Zittel befasst sich bei der Ludwig Bölkow Systemtechnik GmbH (LBST) u. a. mit Reichweiten fossiler Ressourcen und energiewirtschaftlichen Fragen. Seit 1995 arbeitet Zittel regelmäßig am Alternative World Energy Outlook mit. Er wechselte 1989 vom Fraunhofer-Institut für Festkörpertechnologie zur LBST. Davor (1982 bis 1987) war der Physiker am Max-Planck-Institut für Quantenoptik tätig. Seine Themen: Klimaproblematik, Treibhauseffekt, soziale Kosten des Energieverbrauchs, Energiebilanzen und energetische Amortisation, Einstiegsstrategien und Szenariorechnungen für den mobilen und stationären Einsatz von Wasserstoff als Energieträger. Reichweiten von Ressourcen, energiewirtschaftliche Grundsatzfragen. #################################### Rückgang setzt sich fort ASPO, Blandow/Zittel , 1. Dezember 2008: Die Ölförderung der acht großen westlichen Ölkonzerne geht weiter zurück. Die in den Berichten zum Ende des dritten Quartals 2008 veröffentlichten Fördermengen von BP, ExxonMobil, Shell, Total, Eni, ConoccoPhipplis, Repsol und ChevronTexaco weisen einen weiter beschleunigten Rückgang der Produktion aus. Seit 2004 ist die Gesamtfördermenge der gezeigten Firmen um 2 Millionen Barrel oder fast 15% pro Tag gefallen. Bild: Auswertung der Quartalsberichte 8 größten westlichen Ölfirmen. Der Rückgang der Förderung verstärkt sich. Gegenüber 2004 klafft bereits eine Lücke von 2 Millionen Barrel pro Tag. Setzt sich der Trend fort, wird sich die Förderung in den nächsten 10 Jahren mehr als halbieren. [Quelle: Quartalsberichte der Firmen] Besonders dramatisch ist der Rückgang der Förderung bei Shell. Von knapp 2,5 Millionen Barrel pro Tag im Jahr 2003 werden 2008 noch knapp 1,7 Millionen Barrel pro Tag gefördert. Seit dem Jahr 2000 haben sich die Ausgaben für Produktion und Exploration um den Faktor 4-5 erhöht, im Jahr 2008 gegenüber 2007 nochmals verdoppelt. Bisher konnten diese Mehrausgaben den Trend weder stoppen noch bremsen. Es zeigt sich ebenfalls, dass der viel beschworene Hoffnungsträger "Teersand" kaum Einfluss auf den Trend des Produktionsrückgangs hat. Um die entstandene "Lücke" aus konventionellem Öl zu füllen, müßte sich die Produktion von Öl aus Teersanden vervielfachen. Es zeigt sich an diesem Beispiel ganz konkret, dass große Reserven und reale Produktion zwei völlig verschiedene Sachverhalte sind. Ölfirmen kommunizieren gerne hohe und gestiegene Reserven. Fakt ist, das all diese Reserven bislang nichts gegen den Förderrückgang bewirkt haben. Einen Förderrückgang der mit aktuell 6% für das dritte Quartal durchaus beträchtlich ist. Bild: Die Ölförderung von Shell [Quelle: Quartalsberichte] Auch bei ExxonMobil scheinen die Zeiten schwieriger zu werden. Die folgende Grafik zeigt Exxons Ölförderung in den verschiedenen Weltregionen. Seit etwa 2002 konnte die Erschließung neuer Fördergebiete in Afrika den Rückgang in den klassischen Fördergebieten kompensieren, die Förderung konnte sogar leicht steigen. Seit 2007 fällt die Förderung allerdings stark und ist aktuell unter die Förderung von 1998 zurück gefallen. Auch dieses Beispiel zeigt, wie schwierig es ist den Rückgang aus bestehenden Feldern durch neue Fördergebiete zu kompensieren, ganz zu schweigen von eigentlich notwendigen Ausweitungen. Bild: Die Ölförderung von ExxonMobil gemäß der eigenen Quartalsberichte. Seit 2007 können auch die Engagements in Afrika und Russland die zurückgehende Förderung in den "klassischen" Fördergebieten nicht mehr kompensieren. [Quelle: Quartalsberichte. Für den Zeitraum vor 2002 liegen ASPO keine nach Regionen gegliederten Daten für ExxonMobil vor] Während die Förderung sinkt steigen die Ausgaben. Die folgende Grafik zeigt die Ausgaben der 3 größten Ölfirmen für Exploration und Produktion. Auf den ersten Blick scheint die Welt in Ordnung. Steigende Preise - und Gewinne - führen zu höheren Investitionen. Sieht man allerdings genauer hin, sind vor allem die Kosten für die Produktion gestiegen, die Ausgaben für die Exploration - also der Suche nach neuen Ölfeldern - sind vergleichsweise Konstant bzw. leicht rückläufig (Abbildung darunter). Es sind aktuell zwei deutliche Trends zu beobachten: Die Kosten für die Produktion steigen und die Ölförderung sinkt mit zunehmender Geschwindigkeit. Gleichzeitig stecken die Ölfirmen den wesentlichen Teil ihrer Gewinne in den Rückkauf eigener Aktien. Bild: Ausgaben der 3 größten westlichen Ölfirmen für Exploartion und Produktion. Seit 2006 haben sich die Ausgaben nahezu verdoppelt. [Quelle: Quartalsberichte. Für 2008 nur die Quartale I-III] Nicht alle Ölfirmen weisen die Kosten für Produktion und Exploration getrennt aus. In der folgenden Grafik sind die E&P (Exploration & Production) Ausgaben für die 3 größten Ölfirmen aufgegliedert. Der gerne bemühte Mythos, das steigende Ölpreise zu erhöhter Exploration führen, läßt sich anhand dieser Zahlen nicht belegen. Während 2007 in der Größenordnung von 50 Milliarden US$ eigene Aktien zurück gekauft wurden, lagen die Ausgaben für die Produktion etwa in der gleichen Höhe. Für Exploration wurden dagegen nur 3,3 Milliarden Dollar ausgegeben (ExxonMobil, BP und Shell). Schreibt man diese Trends fort, fördern die Ölfirmen immer weniger Öl, besitzen bald den Großteil der eigenen Aktien und geben die Suche nach neuem Öl praktisch auf. Bild: Die Ausgaben für E&P aufgeliedert in Produktion und Exploration. Obwohl die Produktionskosten aller drei Firmen in der gleichen Größenordnung liegen sind die Förderraten unterschiedlich s. Grafik oben] Bild: Ausgaben der 3 größten westlichen Ölfirmen für den Rückkauf eigener Aktien [Zahlen für 2008 ohne IV. Quartal] Quelle: http://www.energiekrise.de/