Das Wattenmeer ist eine besondere Gegend. Kinderstube von Scholle und Hering, Zwischenstation des internationalen Vogelzuges, Lebensraum von Seehunden – und Lagerstätte von Kohlenwasserstoff. Von Erdöl, jenem Saft, der so kostbar ist wie nie zuvor. Mitten aus dem flachen Wattwasser ragt deshalb eine künstliche Insel auf, eine Fabrik, dazu bestimmt, den heimischen Vorrat anzuzapfen. Zwei- bis dreitausend Meter unter dem Grund der See lagert die schwarze Flüssigkeit, eingeschlossen in mikroskopisch feinen Poren einer Schicht aus Sandstein. Auf ein Gewicht von weit mehr als 100 Millionen Tonnen sollen es die unzähligen Tropfen bringen. Das Vorkommen namens Mittelplate sei »bedeutend«, ein »Ölfeld mit Zukunft« – und zwar das einzige in Deutschland, sagen RWE Dea und Wintershall, die Unternehmen mit der Lizenz zum Ölbohren. Wo Energie verbraucht wird, entsteht Wärme. Eine Infrarot-Kamera macht sie sichtbar. Mehr Wärmebilder finden Sie in unserer Galerie! BILD

Zwei Autostunden östlich der Ölquelle, in Hamburgs öder City Nord, hat die RWE Dea Aktiengesellschaft, die Betriebsführerin des Konsortiums, ihre Zentrale. In der großzügigen Eingangshalle flimmert eine elektronische Schrifttafel. Sie zeigt den aktuellen Dax, den Kurs der RWE-Aktie und den Preis der Ölsorte Brent. Weit mehr als 60 Dollar kostet ein Fass à 159 Liter; RWE holt die Menge für weniger als ein Drittel aus dem Gestein unter dem Meeresgrund. »Für 15 bis 20 Dollar sind wir in der Lage, wirtschaftlich zu fördern«, sagt Thomas Rappuhn, Vorstandsmitglied des Unternehmens.

Das Wattenmeer – für RWE ist es ein Öldorado. Tatsächlich ist es insgesamt nicht mehr als ein Tröpfchen, was Deutschlands größte Quelle dazu beiträgt, Deutschlands Öldurst zu stillen. Mehr als 100 Millionen Tonnen verbrannten im vergangenen Jahr vor allem in Automotoren und Heizungen; aus Mittelplate kamen knapp 2,2 Millionen Tonnen. Und das ist schon erstaunlich genug. Denn nur modernste Technik erlaubt es überhaupt, Öl aus dem Wattenmeer zu fördern – und das bisher ohne Verschmutzung des sensiblen Ökosystems.

Vom sieben Kilometer entfernten schleswig-holsteinischen Festland aus und von der stählernen Kunstinsel im Wasser ist das Vorkommen erschlossen worden. Spezialisten lenkten den Bohrmeißel senkrecht und horizontal, trieben ihn durch den Büsumer Salzstock, um schließlich jene Gesteinsschicht zu erreichen, deren Minihohlräume den Schmierstoff der Moderne bergen. Mehr als neun Kilometer lang sind die ausgedehntesten Bohrungen, ein weltweiter Spitzenwert. Die Ölmänner im Wattenmeer sind an die Grenze des technisch Machbaren gegangen; auf natürliche Grenzen sind sie trotzdem gestoßen.

Als Mitte der achtziger Jahre die Förderung im Wattenmeer begann, war es noch Eigendruck, der das Öl zum Bohrloch und nach oben trieb. Doch diese Zeiten seien längst vorbei, sagt Uwe Rudolphi, der Fördermeister auf der Bohrinsel. Nun müssen Spezialpumpen den begehrten Saft zutage fördern. Schon länger lässt Rudolphi auch Wasser in das ölführende Gestein injizieren; es soll die Öltropfen in Richtung Bohrloch drücken. Kein Wunder, dass in Rudolphis Bohrkeller, dort, wo das Flüssige aus der Tiefe die Plattform erreicht, auch wieder Wasser ankommt. Selbst die beste Bohrung, A11, enthält bereits 30 Prozent davon. »Leider«, sagt Rudolphi – aber A11 sei immer noch besser als andere Bohrungen, denen Öl nur als »Fettauge« auf einer wässrigen Flüssigkeit entströme.

Trotzdem: 16 Millionen Tonnen Öl haben RWE Dea und Wintershall bereits gehoben, weitere 40 Millionen Tonnen sollen es noch werden. Nur zwei Kleinigkeiten trüben die schöne Aussicht: Trotz aller Raffinesse beim Bohren wird das meiste Öl bleiben, wo es ist, nämlich im Boden. Und die jährliche Förderung wird sinken, laut Produktionsprognose schon bald. Von 2008 an geht es bergab. Offen ist nur, wie schnell.

Das Schicksal, das Deutschlands vermeintlicher »Ölquelle mit Zukunft« bevorsteht, haben die Ölquellen anderer Länder schon hinter sich. Die argentinischen und die kolumbianischen, die ägyptischen und die tunesischen, die norwegischen, die britischen, die der USA und einer Reihe anderer Länder. Sie alle haben ihr Fördermaximum überschritten – und es ist nur eine Frage der Zeit, bis Peak Oil, so der neudeutsche Begriff für die unvermeidliche Zeitenwende, die weltweite Ölförderung ereilt. Erdöl, die weltweit wichtigste Energie, wird es zwar auch danach noch geben. Aber die jährliche Förderung, eine ganz neue Erfahrung, wird nicht mehr steigen, sondern sinken. Erdölgeologen behaupten, dass es so weit ist, wenn ungefähr die Hälfte der weltweiten Ölvorräte ausgebeutet ist: Depletion mid-point läutet den Anfang vom Ende der Öl-Ära ein.

Die Forschungsabteilung der Deutschen Bank, nicht bekannt für Alarmismus, widmete den »Energieperspektiven nach dem Ölzeitalter« schon eine eigene Untersuchung. »Die Zeichen mehren sich«, heißt es in der Studie, »dass bereits sehr viel früher als bisher erwartet mit einer physischen Verknappung bei Erdöl gerechnet werden muss.« Sehr viel früher? Bisher suggeriert die Ölreichweite, der Quotient aus Reserven und jährlicher Förderung, Versorgungssicherheit für rund 40 Jahre. Tatsächlich werde Öl bereits vorher »drastisch knapp«, heißt es in der Deutsche-Bank-Studie, tatsächlich seien schon vorher »Verteilungskämpfe« zu erwarten, »starke Preisreaktionen und volkswirtschaftliche Verwerfungen« inklusive. Die schönste Zeit der »Ölparty« sei vorüber, sagt Josef Auer, Autor der Studie.

Bisher folgte die weltweite Erdölproduktion nur einer Logik – der des Wachstums. Gerade einmal 20 Millionen Tonnen Öl wurden im Jahr 1900 aus dem Boden gepumpt. Mehr als zwei Milliarden waren es 1970, heute sind es mehr als vier Milliarden, und in 25 Jahren sollen es rund sechs Milliarden Tonnen Öl sein, wie die Internationale Energie Agentur (IEA) voller Zuversicht prognostiziert. Doch was, wenn die Auguren sich irren? Wenn sich jene bedrohlichen Trends verschärfen, die Beobachter des Ölmarktes, einschließlich des Pariser Think Tanks, längst registrieren?

Rund zwei Drittel der weltweiten Ölförderung entstammen nur 116 Riesenfeldern. Die meisten davon sind älter als 20 Jahre, die 14 größten Felder werden sogar schon seit mehr als 40 Jahren ausgebeutet. Die Produktion vieler dieser Felder sinke »mit wachsender Geschwindigkeit«, hieß es im World Energy Outlook 2002 der IEA.

Laut PFC Energy, einem Washingtoner Consulting-Unternehmen, fördern die Mitglieder des Opec-Kartells schon seit 1980 mehr Öl, als sie neu entdecken. In den nicht der Opec angehörenden Ländern ist das spätestens seit 1990 der Fall. Logischerweise müsse diesem Umstand ein »schwindendes Ölangebot« folgen, so PFC Energy.

Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), eine dem Bundeswirtschaftsministerium nachgeordnete Behörde, hält immerhin die Frage für berechtigt, »wie lange Zuwächse im Erdölangebot noch mit den Marktbedürfnissen einhergehen können«. Das klingt zwar reichlich technisch, ist aber in Wirklichkeit alarmierend. Denn der in Hannover ansässigen Behörde schwant der Förderhöhepunkt bereits »in der zweiten Hälfte der kommenden Dekade«.

Peter Gerling kommt aus einer Gegend, deren Bewohner Autos mit dem Kennzeichen EL fahren, Emsland. Gerling buchstabiert das anders: Emirat Lingen. Früher, bevor die Quelle im Wattenmeer angezapft wurde, kam das meiste deutsche Öl aus diesem Landstrich. Gerling ist mit dem Öl aufgewachsen – und er ist dem Stoff treu geblieben. Heute ist er der Ölexperte der BGR.

Das Universum der Ölkenner teilt Gerling in drei Gruppen ein: in Pessimisten, in Optimisten und in Realisten.

Zur Gruppe der Pessimisten zählt Wolfgang Blendinger, Deutschlands einziger Professor für Erdölgeologie. Blendinger sagt, an die Berliner Regierung gerichtet und in Hinblick auf die weltweit maximal mögliche Ölförderung: »In dieser Legislaturperiode wird es ernst.« Blendingers Sorge teilt eine wachsende Gruppe von Erdölgeologen, die sich zur Association for the Study of Peak Oil zusammengeschlossen haben. Zu den Optimisten gehören die Vertreter der Ölwirtschaft, hierzulande vereint im Mineralölwirtschaftsverband. Es sei nicht zu erwarten, ließ der Verband kürzlich verlauten, »dass das Fördermaximum in den nächsten Jahrzehnten erreicht wird«. Zu den Realisten zählt Gerling, natürlich, sich selbst. Gut zehn Jahre gibt er dem Wachstum der Ölproduktion noch.

Erstaunlich, dass sich Experten über eine so fundamentale Frage derart uneinig sind. Bei genauerem Hinsehen leuchten indes die Gründe dafür ein: Nicht nur ist ungewiss, wie viel Öl noch zu finden ist; selbst die Menge der im Prinzip bekannten Ölvorräte ist umstritten. In der Branche, sagt Gerling, herrsche ein »Drang zur Geheimhaltung«, besonders die Daten der Staatsfirmen in den ölreichsten Nationen seien »intransparent«. Da obendrein jeder nach seiner Fasson Öl anders definiert – einmal mit und einmal ohne »unkonventionelle« Vorkommen –, ist der Spekulation Tür und Tor geöffnet. Zumal auch niemand weiß, in welchem Maß neue Fördertechnik in Zukunft die bessere Ausbeutung von Ölfeldern erlaubt. Bisher gelingt es nur, durchschnittlich 35 Prozent des in einer Lagerstätte vorhandenen Öls zu fördern.

Unstrittig ist, wie viel Öl bisher gefördert wurde: rund 140 Milliarden Tonnen. Doch schon der angeblich penibel definierte Begriff Ölreserve, jene Menge Öl, die mit heutiger Technik und zu heutigen Preisen rentabel zu fördern ist, sorgt für Verwirrung. Die Angaben schwanken zwischen 159 und 176 Milliarden Tonnen. Noch erstaunlicher ist, dass – trotz steigender Förderung und obwohl kaum größere Vorkommen neu entdeckt worden sind – die Ölreserven in den vergangenen 20 Jahren gestiegen sein sollen.

Tatsächlich entspricht nicht jeder statistisch erfassten Tonne zwangsläufig auch eine Tonne physischen Öls. So meldete eine Reihe von Opec-Ländern – Abu Dhabi, Iran, der Irak, Saudi-Arabien und Venezuela – Ende der 1980er Jahre zusätzliche Reserven in Höhe von insgesamt 36 Milliarden Tonnen, obwohl sie neues Öl in nennenswerten Mengen nicht gefunden hatten. Der Grund: Die Opec-Förderquoten werden in Abhängigkeit von den Reserven festgelegt – ein Anreiz, die Reservenangaben zu schönen. Gleichwohl, in der Ölstatistik schlägt sich das Tun der Ölpotentaten als Reservenerhöhung nieder. Sollten sie gemogelt haben, beliefen sich die Reserven auf bestenfalls noch 140 Milliarden Tonnen. Die Hälfte des bisher nachgewiesenen und förderbaren konventionellen Öls hätte die Menschheit also schon verbraucht.

Allerdings soll es noch viel mehr Öl geben – riesige Mengen, die mit besserer Technik aus schon bekannten Feldern zu pumpen sind oder aus bisher noch unbekannten Lagerstätten. Das US-Bundesamt für Geologie (USGS) beruhigte die Öffentlichkeit vor sechs Jahren mit der Nachricht, dass mehr als 300 Milliarden Tonnen des Rohstoffs nur darauf warten, von cleveren Ölmännern gehoben zu werden. Die Wahrscheinlichkeit, so viel Öl tatsächlich noch zu finden, geben die amerikanischen Geologen allerdings mit nur fünf Prozent an. Mit 95-prozentiger Sicherheit schrumpft die Menge dagegen auf nur 80 Milliarden Tonnen. Sogar Leslie B. Magoon, einer der Autoren der Ölprognose, prophezeit jenen einen »wilden Ritt«, die sich auf viel neues Öl verlassen, statt sich umgehend auf ungemütliche Zeiten vorzubereiten.

Selbst unkonventionelle Ölvorkommen sind vermutlich weit weniger ergiebig, als die Ölwirtschaft gern glauben macht. Ihr großer Hoffnungsträger ist vor allem der Ölsand, der in großen Mengen im kanadischen Boden lagert. Allerdings hat das zähe, mit Sand verklebte Gemisch mit herkömmlichem Öl fast nichts gemein. Vor allem taugt es nicht zur Benzinherstellung – es sei denn, es wird mit viel Wasserstoff angereichert. Wasserstoff wird aus Erdgas gewonnen. Kanada besitzt davon genau 0,9 Prozent der weltweiten Reserven.

Merkwürdig, während die Zahl jener wächst, die das Ende der Öl-Ära nahen sehen, predigt die Ölwirtschaft unverdrossen Optimismus. Das Schlüsselproblem der Branche sei nun wahrlich nicht die »Grenze der geologischen Ressourcen«, heißt es in einer viel beachteten Studie der IEA, die in den Schubladen sämtlicher Regierungszentralen liegt. Ihr Hauptautor, Christian Besson, steht hauptberuflich in Diensten von Schlumberger, dem weltweit größten Zulieferer der Öl- und Gasindustrie.

Rechnet die Branche sich ihre Zukunft etwa schön? »Schwätzt nicht, macht«, rät den Ölmanagern Wolfgang Blendinger, der Pessimist, der an der Hochschule in Clausthal Erdölgeologie lehrt.

Dass die Optimisten Recht hätten, würde er zu gern glauben, sagt Robert L. Hirsch. Er versicherte es neulich auch Abgeordneten des amerikanischen Repräsentantenhauses, den Mitgliedern des Unterausschusses für Energie und Luftqualität. Hirsch ließ sie aber auch wissen, die Risiken eines Irrtums lägen » beyond imagination« – jenseits menschlicher Vorstellungskraft.

Hirsch ist ein alter Hase im Energiegeschäft. In den 1970er Jahren leitete er das Fusionsenergieprogramm der US-Regierung, später stand er unter anderem in Diensten der Ölfirma Arco und war für den Think Tank RAND tätig. Heute ist er Energieberater von SAIC, einem Forschungskonzern mit weltweit mehr als 43000 Mitarbeitern.

Vor gut einem Jahr lieferte Hirsch dem US-Energieministerium einen Bericht über den bevorstehenden Höhepunkt der weltweiten Ölförderung ab. Seine Botschaft: Peak Oil markiert nicht einfach die nächste Energiekrise; es verursacht eine Megakrise. Irgendwann, »bald«, vielleicht in 20 Jahren, so genau weiß Hirsch das auch nicht. Er glaubt aber zu wissen, dass viel Zeit braucht, wer sie entschärfen will. 20 Jahre vorher sollten die Vorbereitungen schon starten, meint Hirsch.

Zum Thema
Fehler im System - Effizienz ist die ergiebigste heimische Energiequelle. Angezapft wird sie kaum »

Vielfraße vom Netz! Intelligente Technik und moderne Energiepolitik könnten die Stromkosten dauerhaft senken »

Schwimmbäder und Schulen kostenlos sanieren? Kein Problem. Und der Investor macht dabei auch noch seinen Schnitt »