Die Suche nach Offshore-Erdöl ist wieder in vollem Gange. Denn die weltweite Energienachfrage steigt wieder, und die Rohölpreise liegen wieder über dem Niveau vor der Corona-Krise.
Die 1,2 Milliarden Dollar teure Bohrinsel Deepwater Titan war vor fünf Jahren stillgelegt worden und musste in einer Werft in Singapur warten. Doch nun wird das Schiff, das fast drei Fußballfelder lang ist, zum Golf von Mexiko aufbrechen. Dort wird seine Besatzung auf der Suche nach Öl für Chevron viele Kilometer tief in den Meeresboden bohren. Andere riesige Bohrinseln sind derzeit in tiefen Gewässern entlang der brasilianischen Küste im Einsatz. Und Bohrinseln ohne Antrieb fördern Öl in den relativ flachen Gewässern im Nahen Osten, nachdem sie mit Schleppern dorthin gebracht wurden.
Nach Angaben des Marktforschungsunternehmens Westwood Global Energy Group waren im Dezember 2022 von den weltweit rund 600 Bohrinseln, die für Offshore-Projekte geleast werden konnten, etwa 90 Prozent in Betrieb oder unter Vertrag. Fünf Jahre zuvor waren es noch rund 63 Prozent gewesen.
Der plötzliche Boom beim Bohren
Einige Profiteure des neuen Booms beim Offshore-Bohren sind Unternehmen wie Transocean, Valaris und Noble, welche die Bohrinseln besitzen und bemannen. Die begehrtesten von ihnen sind riesige Bohrschiffe wie Deepwater Titan, die für ihre Fähigkeit, in tiefen Gewässern zu arbeiten, geschätzt werden. Diese Auftragnehmer verlangen von den Ölgesellschaften, die die Bohrschiffe leasen, inzwischen mehr als 400.000 Dollar pro Tag, während es zu Beginn des letzten Jahres noch rund 300.000 Dollar und vor zwei Jahren weniger als 200.000 Dollar waren. Analysten gehen davon aus, dass die Preise im nächsten Jahr über 500.000 Dollar liegen werden.
"In den letzten anderthalb Jahren haben alle wieder mit Offshore-Bohrungen begonnen, und sie wollen die effizientesten Bohranlagen einsetzen, und plötzlich - bumm!", zitiert das Wall Street Journal Noble Chief Executive Robert Eifler. "Nach acht Jahren haben wir im Grunde die volle Auslastung der High-End-Bohrschiffsflotte."
Viele neue Offshore-Einsätze konzentrieren sich auf Südamerika und den Mittleren Osten. An den Atlantikküsten Brasiliens, Guyanas und Surinams wimmelt es nur so von Bohrschiffen, da die brasilianische Ölgesellschaft die Produktion stark vorantreibt und in den letzten Jahren mehrere bedeutende Ölfunde in den benachbarten Gewässern gemacht wurden.
Saudi-Arabien und die Vereinigten Arabischen Emirate setzen jeweils stark auf Offshore-Bohrungen, um ihre Ölförderkapazitäten bis 2027 um 1 Million Barrel pro Tag auf insgesamt 13 beziehungsweise 5,5 Millionen Barrel zu steigern. Nach Angaben des Marktforschungsunternehmens Evercore werden sogar 80 Prozent der neuen Kapazitäten Saudi-Arabiens aus Offshore-Quellen stammen.
Lehren aus dem letzten Boom
Die Anlagenbauer sagen, sie hätten ihre Lehren aus vergangenen Boom- und Krisenzeiten gezogen, einschließlich des Abschwungs im Jahr 2014, der einige Unternehmen dazu zwang, Konkurs anzumelden, und würden sich dieses Mal nicht übernehmen. Sie haben immer noch mit vielen Risiken zu kämpfen. Offshore-Projekte sind in der Regel teurer als Bohrungen an Land, sodass es länger dauert, bis sich diese Kosten durch die Produktion amortisieren.
Die Nachfrage nach Öl könnte in den kommenden Jahren drastisch sinken, wenn sich die weltweite Abkehr von fossilen Brennstoffen beschleunigt und weitere Länder Maßnahmen zur Reduzierung ihrer Emissionen ergreifen. Außerdem sind sie mit dem Widerstand von Umweltgruppen konfrontiert, die über Auswirkungen der Bohrungen auf das Klima und die Gefahr unerwarteter Katastrophen reden. Die Explosion der Bohrinsel Deepwater Horizon im Golf von Mexiko im Jahr 2010 löste die schlimmste Ölpest in der Geschichte der USA aus.
Der Boom könnte bestimmten Entwicklungsländern wie Guyana zu einem Aufschwung verhelfen. Der Ölreichtum hat das Potenzial, dem armen südamerikanischen Land in den kommenden Jahrzehnten Milliarden an Einnahmen zu bescheren. Nach Angaben des Forschungsunternehmens Rystad Energy wird Guyana bis 2035 voraussichtlich 1,7 Millionen Barrel Öl pro Tag fördern und damit zum viertgrößten Offshore-Ölproduzenten der Welt werden, noch vor den USA, Mexiko und Norwegen.
Im Jahr 2000 waren Offshore-Quellen laut Rystad für etwa 35 Prozent der weltweiten Rohölproduktion verantwortlich. Nach der Finanzkrise 2008-09 nutzten die Bohrunternehmen die niedrigen Zinssätze und nahmen hohe Kredite auf, um ihre Flotten weiter aufzustocken. Doch der Boom endete im Jahr 2014, als die Ölpreise einbrachen, weil das Angebot an amerikanischem Schieferöl stark anstieg und die OPEC-Staaten ihre Produktion dennoch auf einem hohen Niveau beibehielten.
Viele Bohrunternehmen gingen damals entweder in Konkurs oder mussten ihre Schulden umstrukturieren. Bohrinseln aller Art blieben mitten in der Bauphase in Werften liegen, wurden verschrottet oder stillgelegt. Bohrschiffe, die gerade einmal elf Jahre alt waren, wurden zum Verschrotten verkauft, und die Flotte der Bohrinseln, die die Auftragnehmer zu mieten bereit waren, wurde laut Westwood um mehr als 35 Prozent reduziert.
Ein neuer Offshore-Boom ist da
Als die Corona-Krise nachließ und die Preise und die Nachfrage nach Energie wieder in die Höhe schnellten, während sich zugleich das Wachstum der Schieferölproduktion in den USA verlangsamte, ermutigte dies die Ölproduzenten dazu, in neue Offshore-Bohrungen zu investieren. Der Krieg in der Ukraine und die Sanktionen gegen Russland führten dann zu einer Unterbrechung der Öl- und Gaslieferungen und veranlassten die Suche nach neuen Energiequellen auf der ganzen Welt, was die Offshore-Exploration und -Produktion noch weiter ankurbeln könnte.
Der Mangel an Bohrschiffen treibt die Preise, die Ölgesellschaften für deren Anmietung zahlen, in die Höhe. Laut Westwood sind 78 der insgesamt 82 Bohrschiffe, welche die Ausmerzung des letzten Jahrzehnts überlebt haben und jetzt vermarktet werden, derzeit in Betrieb oder für später in diesem Jahr unter Vertrag.
Obwohl die Rohölpreise in letzter Zeit gefallen sind, liegen sie immer noch über dem Niveau vor der Pandemie und weit über dem, was die Unternehmen nach eigenen Angaben benötigen, um mit Offshore-Bohrungen Gewinne zu erzielen. "Wir nennen es einen Superzyklus, weil es so schnell nach oben geht", zitiert das Wall Street Journal Cinnamon Edralin, Leiterin der Marktforschung für Bohrinseln bei Esgian Rig Analytics.
Das ungenutzte Potenzial der Tiefwasserreserven bietet neue Anreize, nachdem die seichteren Felder bereits gründlicher ausgebeutet wurden. Tiefseebohrungen wurden lange Zeit vom so genannten Goldenen Dreieck aus Brasilien, dem Golf von Mexiko und Westafrika dominiert. Von den rund 100 Verträgen für Tief- und Ultratiefwasserbohrschiffe, die im Jahr 2022 unterzeichnet wurden, entfielen nach Angaben von S&P Global fast zwei Drittel auf Projekte in diesen drei Regionen.
Eine Spitze dieses Dreiecks ist derzeit besonders im Trend. Rund ein Drittel der weltweit in Betrieb befindlichen Bohrschiffe sind nach Angaben des Marktforschungsunternehmens Esgian vor den Küsten Brasiliens und seiner Nachbarländer Guyana und Surinam stationiert. Die staatlich kontrollierte brasilianische Ölgesellschaft Petrobras plant bis 2027 Investitionen in Höhe von 78 Milliarden Dollar, von denen laut Evercore zwei Drittel in Tiefwasserprojekte fließen werden, darunter die Bohrung von 42 neuen Explorationsbohrungen allein im Jahr 2023.
Der größte Betreiber in Guyana ist ein Konsortium aus Exxon Mobil, Hess und China National Offshore Oil, das 2015 erstmals in den Gewässern des Landes auf Öl gestoßen ist. Seitdem hat das Land nach Angaben von Rystad fast ein Fünftel der weltweit neu entdeckten Ölvorkommen beigesteuert.
Lohnen die riesigen Investitionen?
Trotz der großen Nachfrage nach Bohrschiffen sind die Auftragnehmer vorsichtig, wenn es darum geht, die etwa 15 Schiffe zu reaktivieren, die aufgrund des letzten Abschwungs stillgelegt wurden. Der Reaktivierungsprozess kann 12 bis 18 Monate dauern und mehr als 100 Millionen Dollar kosten, Zahlen, die sich seit der Pandemie aufgrund von Lieferkettenbeschränkungen und Arbeitskosten in die Höhe geschraubt haben.
Noble besitzt zwei solcher Schiffe. "Wir wären sehr konservativ, wenn wir eine Reaktivierung in Erwägung ziehen würden, und wir würden vorerst darauf achten, dass ein beträchtlicher Teil der 100 Millionen Dollar im Voraus in einem festen Vertrag bezahlt wird", sagte CEO von Nobles, Robert Eifler. "Wir würden diese Art von Geld in diesem Stadium nicht spekulativ ausgeben."
Die Vorstandsvorsitzenden von Transocean und Valaris haben sich kürzlich ähnlich geäußert. Im vergangenen Juli gab Valaris einen 327-Millionen-Dollar-Deal mit der norwegischen Ölgesellschaft Equinor bekannt, bei dem das Bohrschiff Valaris DS-17 540 Tage lang in einem Tiefseefeld vor der brasilianischen Küste eingesetzt wird. Von der Gesamtsumme wurden 86 Millionen Dollar im Voraus gezahlt, um die Reaktivierung des Schiffes zu finanzieren.
Auch Bohrinsel sind stark gefragt
Bohrschiffe sind nicht die einzigen Offshore-Anlagen, die stark nachgefragt werden. Jackups, also Bohrinseln, die in Gewässern bis zu einer Tiefe von etwa 150 Metern auf dem Meeresboden stehen, sind dank der Nachfrage aus dem Nahen Osten ebenfalls sehr gefragt.
Die nationale Ölgesellschaft Saudi-Arabiens, Aramco, und Adnoc, die nationale Ölgesellschaft der Vereinigten Arabischen Emirate, suchen seit Anfang letzten Jahres weltweit nach Hubbohrinseln. Sie mieteten sie von Auftragnehmern, kauften sie von den Gläubigern bankrotter Bohrunternehmen und trieben die Tagessätze für die modernsten Versionen auf bis zu 130.000 Dollar hoch, während sie 2021 noch unter 75.000 Dollar lagen, so Esgian. Etwa 91 Prozent der weltweit vermarkteten Jackups waren laut Westwood im vergangenen Dezember im Einsatz oder unter Vertrag, gegenüber etwa 65 Prozent im Dezember 2017.
"Sie erkennen, dass die Bohrinseln knapp sind", zitiert das Wall Street Journal James West, Analyst beim Beratungsunternehmen Evercore. "Sie sichern sich heute so viele freie Kapazitäten wie möglich, um ihre eigenen Produktionskapazitäten zu erhöhen. Das hat zur Folge, dass sie den Markt unter Druck setzen, so dass die Preise direkt nach oben gehen."
Der Golf von Mexiko ist nach wie vor eine wichtige Offshore-Ölquelle, aber da die flacheren Gewässer bereits gründlich ausgebeutet wurden, ist das Bohren dort weniger rentabel als in den vergangenen Jahrzehnten. Westwood zufolge sind derzeit etwa 20 Bohrplattformen in den Gewässern des Golfs im Einsatz, gegenüber mehr als 140 im Jahr 2001. In tieferen Gewässern liegt die Zahl der schwimmenden Bohrinseln im Golf bei etwas mehr als 20, gegenüber mehr als 60 im Jahr 2015.
"Der übergreifende Trend ist definitiv die Abwanderung von Bohrinseln aus ehemals stark frequentierten Gebieten wie der Nordsee und dem Golf von Mexiko", zitiert das Wall Street Journal Teresa Wilkie, eine Bohrinsel-Analystin bei Westwood. Sie ziehen in "Grenzregionen" wie Guyana oder in Regionen, die von nationalen Ölgesellschaften kontrolliert werden, wie Saudi-Arabien und Brasilien. Nach Angaben von Rystad lieferte die Nordsee Ende der 1990er Jahre mehr als 8 Prozent des weltweiten Erdöls. Dies folgte auf einen Zeitraum von zwei Jahrzehnten, in dem ein Großteil des "leichten Öls" gefördert wurde, so Wilkie, was den Erdölproduzenten in Norwegen und Großbritannien Auftrieb gab.
Heute liefert die Region nach Angaben von Rystad nur noch 3 Prozent des weltweiten Ölangebots. Der geringere Bedarf an Bohrungen in der Region schwächt die Nachfrage nach Halbtaucherplattformen, die für ihre Stabilität auf teilweise untergetauchte Pontons angewiesen und daher für die rauen Gewässer der Nordsee gut geeignet sind. Laut Frau Wilkie sind diese Bohrinseln in Gebiete wie Nordafrika abgewandert oder für so genannte "Plug and Abandonment"-Arbeiten zurückgeblieben, um alte Bohrlöcher abzudichten. Sie fügte hinzu, dass die Umstellung Europas auf mehr erneuerbare Energiequellen auch dazu führe, dass es der Ölförderung in der Nordsee zunehmend abgeneigt sei.
Die Furcht vor zu starken Investitionen
Jeremy Thigpen, CEO von Transocean, sagt, dass der kurzfristige Bedarf an Tiefseebohrungen wahrscheinlich mit der aktuellen Bohrschiffflotte gedeckt werden kann, sowie mit etwa zwei Dutzend weiteren Bohrschiffen, die noch auf dem Trockenen liegen oder in Werften gestrandet sind. "Wir als Industrie haben die Tendenz, zu viel zu bauen", zitiert ihn das Wall Street Journal. "Ich glaube nicht, dass wir jetzt dazu in der Lage sind, selbst wenn wir es wollten", fügt er hinzu.
Transocean ist für zwei der neuesten und modernsten Bohrschiffe der Branche verantwortlich: Deepwater Titan und Deepwater Atlas. Beide wurden 2014, kurz vor der letzten Rezession, zum Preis von jeweils 540 Millionen Dollar bestellt. Für beide gab es weder einen konkreten Kunden noch einen Vertrag. Die Titan hätte bereits 2017 oder Anfang 2018 fertiggestellt werden können, aber Transocean verhandelte mehrmals mit dem Bauunternehmen über Verzögerungen und Nachrüstungen.
Die Auslieferung erfolgte im Dezember 2022, nachdem Transocean einen Fünfjahresvertrag über 830 Millionen Dollar mit Chevron für Bohrungen im Golf von Mexiko abgeschlossen hatte. Die Gesamtkosten für den Bau von Deepwater Titan beliefen sich nach Angaben von Transocean schließlich auf etwa 1,2 Milliarden Dollar, während die Kosten für den Zusammenbau von Deepwater Atlas etwa 1 Milliarde Dollar betrugen.
Die Deepwater Titan ist ist etwa 272 Meter lang und 46 Meter breit. Sie bietet Platz für eine 220-köpfige Besatzung. Sie kann in einer Wassertiefe von bis zu 3.600 Metern operieren und Bohrungen bis zu einer Tiefe von 12.000 Metern unter dem Meeresboden durchführen. Außerdem verfügt sie über einen hochmodernen Blowout-Preventer, der es ihr ermöglicht, Ölreserven mit hohen Temperaturen und hohem Druck zu erschließen, die kein anderes Schiff ausbeuten kann, und der Unfälle wie den auf der Deepwater Horizon verhindern soll.
Die Titan soll bald in den Golf von Mexiko fahren, wo Deepwater Atlas bereits Bohrungen durchführt. Thigpen rechnet nicht damit, dass bald eine weitere Titan gebaut wird. "Ich kann mir nicht vorstellen, dass in naher Zukunft irgendjemand ein Bohrschiff in Auftrag geben würde", sagt er.
