Einer der schmutzigsten Ölflecken der Welt pumpt mehr denn je

Regierungen und Finanzinstitute drängen darauf, die Welt von fossilen Brennstoffen zu entwöhnen, um dem Klimawandel entgegenzuwirken. Die Energienachfrage bleibt jedoch robust. Solange bestehende Ölfelder – unabhängig von ihrem COXNUMX-Fußabdruck – profitabel bleiben, werden sie wahrscheinlich noch lange nach dem Ausscheiden großer multinationaler Unternehmen in Produktion bleiben.

In der kanadischen Provinz Alberta liegen immer noch etwa 170 Milliarden Barrel dicker, teerartiger Bitumen unter den borealen Wäldern, die größte Menge außerhalb von Saudi-Arabien, Venezuela und dem Iran. Inländische Unternehmen wie z

Kanadische natürliche Ressourcen GmbH

CNQ 1.82%

,

Suncor Energie Inc.,

SU -1.10%

Cenovus Energy Inc.

CVE -0.62%

und

Imperiales Öl Ltd

IMO 0.96%

, ein verbundenes Unternehmen von

Exxon Mobil Corp

XOM -0.72%

, förderte im dritten Quartal des letzten Jahres mehr Rohöl aus diesen Feldern als im gleichen Zeitraum des Vorjahres.

Politiker und andere, die sich für einen schnellen Übergang zu saubereren Energiequellen einsetzen, stehen vor einem Rätsel. Trotz intensivierter Bemühungen, die Weltwirtschaft von fossilen Brennstoffen abzuwenden, können alternative Energiequellen derzeit bei weitem nicht den aktuellen Bedarf decken. Das bedeutet, dass Unternehmen auch weiterhin Öl aus kohlenstoffintensiven Quellen fördern werden.

„Wir werden weiterhin Wachstum sehen“, sagte er

Alex Pourbaix,

CEO von Cenovus mit Sitz in Calgary, das im vergangenen Jahr seine Dividende verdoppelte. Cenovus steigerte die Ölsandproduktion im dritten Quartal um fast 50,000 Barrel pro Tag.

Herr Pourbaix sagte, der weltweite Vorstoß für erneuerbare Energien werde die Bedeutung von Öl als billige Energiequelle in absehbarer Zeit nicht verringern. „Es gibt überhaupt keine Technologie, die das ersetzen kann, was Öl leisten kann“, sagte er. „Das ist einfach die Realität.“

Der Benchmark-Ölpreis West Texas Intermediate in den USA, der im Frühjahr 2020 auf Rekordtiefs fiel, stieg im Juni zum ersten Mal seit 70 auf über 2018 US-Dollar pro Barrel.

Der starke Preisanstieg hat selbst führende Politiker der Welt, die sich für eine Reduzierung der Emissionen einsetzen, dazu veranlasst, mehr Produktion zu fordern. Präsident Biden forderte die Organisation erdölexportierender Länder letztes Jahr auf, die Produktion anzukurbeln, nachdem die Benzinpreise gestiegen waren, und im November gab er Öl aus den strategischen Reserven der USA frei, um die Gaskosten zu senken. Er unterstützte auch den Bau eines Ersatzes für Linie 3, eine von Calgary betriebene Pipeline

Enbridge Inc.

das Rohöl aus den Ölsanden in die USA bringt

Kanadischer Premierminister

Justin Trudeau

gibt mehr als 12.5 Milliarden US-Dollar für den Ausbau der Trans Mountain-Pipeline aus, die Rohöl von den Ölsanden an die Westküste Kanadas transportiert. Wenn die Erweiterung irgendwann im Jahr 2023 abgeschlossen ist, wird sich die Kapazität von Trans Mountain auf fast 900,000 Barrel pro Tag verdreifachen, was Unternehmen wie Cenovus und Suncor einen besseren Zugang zu wachsenden Märkten in Asien verschafft.

Herr Trudeau sagte, dass die Gelder der kanadischen Ölindustrie den Übergang zu umweltfreundlicherer Energie finanzieren werden.

Die Produktionssteigerungen in Kanadas Ölsanden finden trotz einer jahrelangen Kapitalflucht aus der Region statt. Die Region, einst eines der angesagtesten Investitionsziele der Energiewelt, ist zu einer toten Zone für ausländische Investitionen geworden.

Seit 2017 sind große Ölkonzerne wie z.B 

Royal Dutch Shell

RDS.A -0.12%

SPS,

ConocoPhillips

COP -0.92%

und

Gesamt SA

T -0.91%

haben Pläne zum Verkauf ihrer kanadischen Vermögenswerte angekündigt oder haben diese verkauft. Als Gründe werden Treibhausgasemissionen und unattraktive Renditen genannt. Vorstandsvorsitzender der Chevron Corp

Michael Wirt

sagte, er sei offen für den Verkauf einer Beteiligung an der Region, da diese kein strategischer Vermögenswert für das Unternehmen sei.

Einige von BlackRock Inc. verwaltete Investmentfonds und der norwegische Staatsfonds haben Investitionen in Ölsande aus ihren Portfolios gestrichen. Letztes Jahr kündigte die Caisse de dépôt et Placement du Québec, einer der größten Pensionsfonds Kanadas, an, dass sie bis Ende 2022 alle ihre Aktienbestände an Ölunternehmen, einschließlich ihrer Anteile an kanadischen Unternehmen, verkaufen werde.

„Die Philosophie dahinter besteht darin, einen Beitrag zur zusätzlichen Ölversorgung zu vermeiden“, sagte er

Charles Emond,

Vorstandsvorsitzender des Fonds, im September. Die Caisse verwaltet mehr als 300 Milliarden US-Dollar an Vermögenswerten für öffentliche Angestellte in der Provinz Quebec, wovon etwa 1 % in die Aktien von Ölproduzenten investiert ist. „Dies ist eine Führungsentscheidung angesichts der Klimakrise.“

Als sich jedoch internationale Energiekonzerne aus den Ölsanden zurückzogen, kamen kleinere unabhängige Unternehmen und Privatinvestoren hinzu, und einige haben begonnen, die Produktion zu steigern.

Adam Waterous,

Der Geschäftsführer des Waterous Energy Fund, einer in Calgary ansässigen Private-Equity-Firma, sagte, die Firma habe in den letzten zwei Jahren drei Ölsandprojekte in Alberta gekauft. Zusammen produzieren die Projekte zwischen 50,000 und 60,000 Barrel pro Tag, eine Zahl, die seiner Meinung nach innerhalb der nächsten fünf Jahre auf 100,000 Barrel pro Tag steigen könnte. Als privater Investor, sagte er, habe sein Unternehmen mehr Freiheit, die Produktion zu steigern und gleichzeitig in Technologien zur Reduzierung der COXNUMX-Emissionen zu investieren, da es nicht gegenüber öffentlichen Aktionären Rechenschaft ablegen müsse.

Kanadas Erdölindustrie macht etwa 5 % der Wirtschaftsleistung des Landes aus. Bis auf zwei Jahre seit 2008 war Öl Kanadas wichtigster Handelsexport.

In einem 88,000 Quadratmeilen großen Gebiet im Nordosten von Alberta boomten die Ölsande zwischen 2000 und 2014. Globale Unternehmen, angelockt durch die hohen Ölpreise und das reichliche Angebot, stürmten nach Alberta, um dort Förder-Megaprojekte mit Namen wie Sunrise, Peace River usw. zu errichten Surmont.

In den Boomjahren beliefen sich die Investitionen in die Ölsande auf insgesamt 183 Milliarden US-Dollar. Nach Angaben der Alberta Energy Regulator, der Provinzbehörde, die die Energiewirtschaft von Alberta reguliert, stiegen die Investitionsausgaben stetig von 3.3 Milliarden US-Dollar zu Beginn des Jahrhunderts auf 26.4 Milliarden US-Dollar auf ihrem Höhepunkt im Jahr 2014.

Das Rohöl aus Alberta liegt unter Quarzsand und ist schwer zu fördern. Die Produzenten kratzen entweder den ölhaltigen Sand mit Baggern, die wie Dinosaurier aussehen, aus dem Boden oder pumpen das Rohöl aus Brunnen, indem sie Dampf tief in die Erde injizieren, um es zu verflüssigen.

Die Gewinnung des Öls erfordert viel Energie und hinterlässt sichtbare Spuren in der Landschaft. Beim Abbauprozess entsteht eine Aufschlämmung aus Quarzsand, Wasser und giftigen Chemikalien, die in riesigen Reservoirs, sogenannten Tailings Ponds, gelagert wird, die so groß sind, dass sie vom Weltraum aus gesehen werden können. An den Ölquellen strömen dicke Dampfwolken aus den Millionen Gallonen Wasser, die von Erdgasanlagen erhitzt werden.

Nach Angaben des Forschungsunternehmens Rystad Energy erzeugt die Ölsandproduktion in Alberta etwa 160 Pfund Kohlenstoff pro Barrel, ein höherer Treibhausgasausstoß als bei jedem anderen Öl auf der Welt. Das Unternehmen beschrieb das Niveau als „erstaunlich“. Im Vergleich dazu erwirtschaften US-amerikanische Schieferölproduzenten durchschnittlich 26 Pfund pro Barrel.

Umweltschützer begannen etwa im Jahr 2002, die Region ins Visier zu nehmen, als Beamte in Alberta erstmals die Größe ihrer Reserven quantifizierten. „Sie sind wohl die sichtbarsten menschlichen Narben auf dem Planeten“, sagte er

Bill McKibben,

ein prominenter Umweltschützer und Mitbegründer von 350.org, einer Gruppe, die sich für die weltweite Beendigung der Nutzung fossiler Brennstoffe einsetzt.

Darsteller

Leonardo DiCaprio

besuchte die Ölsande im Jahr 2014 und produzierte eine National Geographic-Dokumentation über den Klimawandel, in der die Region hervorgehoben wurde. Gruppen wie 350.org, Rainforest Action Network und Sierra Club organisierten Proteste in Washington, störten Pipeline-Bauprojekte und setzten Banken und Finanzinstitute unter Druck, Gelder für Ölsandprojekte abzuziehen.

Ein Rückgang des Ölpreises im Jahr 2014 sowie der Druck der Aktionäre des Energieunternehmens, die Emissionen zu reduzieren, wirkten sich negativ auf die Investitionen aus. Nach Angaben der Alberta Energy Regulator erreichten die Investitionsausgaben für Ölsandprojekte im Jahr 2020 mit insgesamt 16 Milliarden US-Dollar den niedrigsten Stand seit 5.8 Jahren. Diese Kapitalinvestitionen sind seit ihrem Höhepunkt im Jahr 2014 jedes Jahr zurückgegangen. Es wurde prognostiziert, dass sie im Jahr 2021 leicht gestiegen sind, aber niedriger bleiben als im Jahr 2019.

Im Jahr 2017, als Shell den Verkauf mehrerer Ölsandanlagen für 7.25 Milliarden US-Dollar ankündigte, sagte der Vorstandsvorsitzende

Ben van Beurden

sagte, das Unternehmen wolle die Rendite steigern. Die Ankündigung erfolgte zeitgleich mit der Ankündigung des Unternehmens, die Prämien für Vorstandsmitglieder an die Reduzierung der Treibhausgasemissionen zu knüpfen.

Im Juni 2021 wurde der in Calgary ansässige Pipelinebetreiber gegründet

TC-Energie Corp

kündigte an, die 12-jährigen Bemühungen zum Bau der Erweiterung der Keystone XL-Pipeline zu beenden, über die Kanada sein Öl auf den US-Markt bringen kann. Die Ankündigung erfolgte sechs Monate, nachdem Herr Biden ein Wahlversprechen gehalten hatte, indem er die Genehmigung widerrief, die den Bau der Pipeline ermöglicht hatte.

Fast 60 Finanzinstitute, darunter

Deutsche Bank,

HSBC Holdings

PLC und Versicherungsgesellschaft

Hartford Finanzdienstleistungsgruppe Inc.,

haben ihre Investitionen in Ölsande eingeschränkt. Im Juli,

Erdölexploration in Japan Co.

, Japans staatlich unterstütztes Öl- und Gasunternehmen namens Japex, das 1978 erstmals Land in Alberta gepachtet hatte, gab bekannt, dass es seinen Anteil am Ölsandprojekt Hangingstone mit einem Verlust von 800 Millionen US-Dollar verkauft habe.

Laut Petroleum Labor Market Information, einer Abteilung von Energy Safety Canada, einer Organisation, die mit Unternehmen und Arbeitnehmern zusammenarbeitet, ging die Beschäftigung in der kanadischen Öl- und Gasindustrie zwischen 17 und 2014 von 2019 auf 226,500 im Jahr 188,760 zurück Industriesicherheitsstandards. Die gemeinnützige Organisation schätzte, dass Entlassungen im Zusammenhang mit Covid-2019 den Abwärtstrend beschleunigten und dass die Branche im Jahr 19 weitere 20,000 Arbeitsplätze abgebaut habe.

Die Maut ist in Calgary, dem Unternehmenszentrum der kanadischen Energiewirtschaft, sichtbar. Die Wolkenkratzer aus Stahl und Glas, die die Prärielandschaft am Ufer des Bow River überragen, wurden in der Blütezeit der Branche gebaut. Heute sind viele fast leer. Laut Angaben lag die Leerstandsquote bei Gewerbeimmobilien in der Innenstadt von Calgary im dritten Quartal 33 bei 2021 %, der höchsten in Nordamerika

CBRE Group,

ein Dienstleistungsunternehmen für Gewerbeimmobilien. Im Vergleich dazu lag die Leerstandsquote in Houston bei 24 %.

Letztendlich wird der Mangel an Investitionen dazu führen, dass die Produktion zurückgeht, da das Öl aus einigen Projekten zur Neige geht, sagen Analysten. Demnach könnte es bei einigen Projekten bis zur Mitte des nächsten Jahrzehnts zu einer Erschöpfung kommen

Kevin Birn,

ein Analytiker mit

IHS Markit.

Einige Minen werden umgebaut, da die ursprünglichen Reserven zur Neige gehen. Die von Suncor betriebene Nordmine des Syncrude-Projekts wird voraussichtlich Mitte dieses Jahrzehnts erschöpft sein, es wird jedoch eine Erweiterung der Mine gebaut, die die Produktion für weitere 14 Jahre aufrechterhalten wird.

Neuere Projekte dürften jedoch noch weit in der Zukunft produzieren. Fort Hills, ein von Suncor betriebenes Tagebau-LKW- und Schaufelbergwerk, das 2018 fertiggestellt wurde, kann fast 200,000 Barrel Öl pro Tag fördern. Nach derzeitiger Planung ist eine Laufzeit von 50 Jahren möglich.

Laut der Alberta Energy Regulator förderten die Produzenten im Oktober mehr als 3.84 Millionen Barrel pro Tag aus Alberta, ein Rekord. Zwischen Januar und Oktober betrug die Produktion insgesamt 1.09 Milliarden Barrel, ebenfalls ein Rekord.

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