Golfstaaten setzen auch langfristig auf Öl und Gas

Die Öl- und Gasindustrie bleibt in Saudi-Arabien auch mittel- und langfristig ein Investitionsschwerpunkt. Der staatliche Energieriese Saudi Aramco steigerte 2023 seine Investitionen gegenüber dem Vorjahr um 28 Prozent auf 49,7 Milliarden US-Dollar (US$). Zwischen 48 Milliarden und 58 Milliarden US$ will der Konzern 2024 investieren und für 2025 ist eine weitere Steigerung vorgesehen. Die Zahlen präsentierte Aramco im März 2024.

Etwa 90 Prozent der gesamten kurzfristigen Investitionen bei Aramco sollen auf den Öl- und Gassektor entfallen. Für Upstream-Projekte sind 60 Prozent geplant, für Downstream-Projekte 30 Prozent. In den restlichen 10 Prozent sind unter anderem Investitionen in erneuerbare Energien enthalten. Im Jahr 2023 hatten Öl- und Gasprojekte mit 49,1 Milliarden US$ einen Anteil von 99 Prozent an den gesamten Aramco-Investitionen.

Investitionsprojekte für 63 Milliarden US$ im Ölsektor

Allein um die aktuelle Förderkapazität von 12 Millionen Barrel pro Tag zu stabilisieren, muss das Königreich weiterhin kräftig investieren. Hohe Summen fließen unter anderem in die Offshoreölfelder Zuluf und Marjan sowie in die On- und Offshorevorkommen Berri. In den drei Ölfeldern werden 2025/2026 die Förderkapazitäten von 1,55 Millionen auf insgesamt 2,7 Millionen Barrel pro Tag wachsen.

Die Datenbank MEED Projects listete im August 2024 für den saudi-arabischen Ölsektor Projekte im Baustadium im Wert von 32 Milliarden US$. Bei den Projekten im Planungsstadium erfasste MEED Projects Vorhaben von rund 31 Milliarden US$.

Das größte geplante Downstreamprojekt ist der Bau eines COTC-Komplexes (Crude Oil-To-Chemicals) in Yanbu für 20 Milliarden US$. Das Vorhaben befindet sich noch in einer frühen Phase. Die US-amerikanische Ingenieurfirma KBR ist mit den FEED-Arbeiten (Front-End Engineering Design) beauftragt worden.

Als Saudi-Arabien im Sommer 2022 sein Ziel verkündete, die Förderkapazität bis 2027 auf 13 Millionen Barrel pro Tag zu steigern, lag die Rohölproduktion bei 11 Millionen Barrel pro Tag und der Ölpreis bei über 100 US$. Im November 2022 begann die OPEC+ Gruppe jedoch, die Produktion zu drosseln und den Ölpreis zu stabilisieren.

Aktuell fördert Saudi-Arabien nur noch rund 9 Millionen Barrel pro Tag, plant aber bis Herbst 2025 eine schrittweise Steigerung auf 10 Millionen Barrel pro Tag. Die bestehenden Kapazitätsreserven sind somit vorerst mehr als ausreichend.

Erhöhung der Ölförderkapazität vom Tisch

Im Januar 2024 erklärte Aramco, die Pläne zur Steigerung der Rohölförderkapazitäten um 1 Million pro Tag bis 2027 lägen auf Eis. Die Kapazitätserweiterung würde zusätzliche Investitionen von 40 Milliarden US$ erfordern.

Das größte gestoppte Projekt ist die Erhöhung der Förderleistung des Offshore Ölfeldes Safaniya im Persischen Golf. Im Februar 2024 verkündete Aramco das vorläufige Ende für das 4-Milliarden-US$-Projekt. Die Safaniya-Vorkommen gehören zu den größten Offshore-Ölfeldern weltweit.

Megagasprojekt macht große Fortschritte

Aramco möchte seine Gasproduktion bis 2030 auf etwa 15 Milliarden Kubikfuß pro Tag erhöhen. Etwa 10,7 Milliarden waren es 2023. MEED Projects weist im Bau befindliche Gasprojekte für 45 Milliarden US$ aus. Die von der Datenbank erfassten geplanten Investitionen liegen bei 21 Milliarden US$. Ein wichtiges geplantes Gasprojekt ist die Erschließung der mit Kuwait (und Iran) geteilten Dorra-Offshorevorkommen.

Das derzeit größte laufende Gasprojekt ist die Erschließung der Schiefergasvorkommen von Jafurah. Die dortigen Gasreserven belaufen sich auf geschätzte 229 Billionen Kubikfuß. Jafurah liegt in der Ostprovinz zwischen dem riesigen Ghawar-Ölfeld und der Golfküste.

Als Produktionsziel für 2030 wird ein täglicher Gasausstoß von 2 Milliarden Kubikfuß angestrebt. Zusätzlich soll Jafurah große Mengen Ölkondensate, Ethan und NGL (Natural Gas Liquids) liefern.

In das Jafurah-Projekt sollen mehr als 100 Milliarden US$ investiert werden. Für die Phase 1 wurden bereits 2021 Aufträge im Wert von etwa 10 Milliarden US$ vergeben. Unternehmensangaben zufolge soll die Gasförderung bereits im 2. Halbjahr 2025 beginnen. Zunächst sollen es 200 Millionen Kubikfuß pro Tag sein.

Im Juni 2024 wurden für die Phase 2 des Jafurah-Projekts 16 Aufträge im Gesamtwert von 12,4 Milliarden US$ unterzeichnet. Sie umfassen unter anderem den Bau von Gaskompressionsanlagen und zugehörigen Pipelines, die Erweiterung der Jafurah-Gasaufbereitungsanlage sowie ein Fraktionierungswerk zur Verarbeitung von NGL in Jubail.

Blaue Ammoniakproduktion steht in den Startlöchern

Ein Teil des Gases aus Jafurah soll zur Herstellung von blauem Wasserstoff beziehungsweise Ammoniak genutzt werden. Aramco strebt an, im Jahr 2030 eine jährliche blaue Ammoniakerzeugung von bis 11 Millionen Tonnen zu erreichen. Allerdings wird der Aufbau einer blauen Ammoniakproduktion wesentlich davon abhängen, ob Abkommen mit ausländischen Abnehmern zustande kommen.

Ein weiteres unkonventionelles Gasfeld ist South Ghawar. Dort wurde im November 2023 mit der Förderung begonnen. Die in South Ghawar installierten Anlagen können täglich 300 Millionen Kubikfuß Gas und 38.000 Barrel Kondensate verarbeiten. Eine Steigerung der Kapazität auf 750 Millionen Kubikfuß ist angekündigt. Bereits 2018 wurde mit Fracking im North Arabia Field begonnen.

Zur Erweiterung der Gaspipelineinfrastruktur hat Aramco im Juni 2024  für das Master Gas System III Verträge im Gesamtwert von 8,8 Milliarden US$ abgeschlossen. Insgesamt 4.000 Kilometer Pipelines und 17 Gaskompressoranlagen sollen bis 2028 gebaut werden. Dadurch wird die Kapazität des Aramco-Gasnetzes um 3,15 Milliarden Kubikfuß pro Tag erhöht.

Von Robert Espey | Dubai

Der Ölsektor ist von zentraler Bedeutung für die Wirtschaft der Vereinigten Arabischen Emirate (VAE). Insbesondere Abu Dhabi, das größte und wirtschaftlich stärkste Emirat, erzielt einen erheblichen Teil seiner Einnahmen aus dem Export fossiler Brennstoffe und trägt damit etwa 60 Prozent zum Bruttoinlandsprodukt (BIP) der VAE bei. Innerhalb der Hauptstadt  macht die Ölindustrie etwa die Hälfte des BIP aus. Im Jahr 2023 stammten schätzungsweise 30 bis 40 Prozent der Staatseinnahmen aus dem Öl- und Gassektor.

Förderkapazitäten sollen steigen

Nach Schätzungen des Internationalen Währungsfonds verbuchten die öffentlichen Haushalte (Zentralregierung und Einzelhaushalte der Emirate) im Jahr 2023 einen Überschuss von 27 Milliarden US-Dollar (US$). Für das Jahr 2024 wird ein Plus von 23,1 Milliarden US$ prognostiziert. 

Im Jahr 2023 wurde die Rohölproduktion auf durchschnittlich 2,94 Millionen Barrel pro Tag reduziert. Diese Maßnahme war Teil der freiwilligen Kürzungen im Rahmen der OPEC+ Vereinbarungen, um das Preisniveau auf dem Ölmarkt zu stützen. Prognosen zufolge wird die durchschnittliche Fördermenge im Jahr 2024 bei etwa 2,92 Millionen Barrel pro Tag liegen. Trotz der temporären Reduzierung will das Land seine Produktionskapazitäten weiter ausbauen.

Milliardeninvestitionen kommen voran 

Das staatliche Unternehmen Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) beziffert die Investitionssumme für den Zeitraum von 2022 bis 2026 auf rund 127 Milliarden US$. Die Ausgaben sollen dazu beitragen, die Öl-Produktionskapazität bis 2027 von aktuell geschätzten 3,8 Millionen auf 5 Millionen Barrel pro Tag zu steigern. Zusätzlich hat ADNOC kürzlich Pläne vorgestellt, bis 2029 weitere 13 Milliarden US$ in den Sektor zu investieren.

Die Fortschritte bei den Erweiterungsinvestitionen sind deutlich sichtbar. Laut Datenbank  MEED Projects investierte ADNOC im Jahr 2023 etwa 28,8 Milliarden US$  und übertraf damit die bisherige Rekordsumme von etwa 17 Milliarden US$ aus dem Jahr 2010 um ein Vielfaches.

Auch deutsche Unternehmen waren im Jahr 2023 vor Ort aktiv, darunter Wintershall Dea und Siemens Energy. Wintershall Dea ist in der traditionellen Öl- und Gasförderung tätig. Das Unternehmen hat in mehrere Projekte investiert und beteiligt sich an der Exploration und Förderung von Gasvorkommen. 

ADNOCs Schlüsselprojekte im Überblick

Das Megaprojekt Hail & Ghasha gehört zu den größten Vorhaben im Öl- und Gassektor der VAE. Ziel ist es, bis Ende 2030 über 1,5 Milliarden Kubikfuß saures Gas pro Tag zu produzieren. ADNOC hält eine 70-prozentige Beteiligung an der Ghasha-Konzession, Eni (Italien) 10 Prozent, Wintershall Dea (Deutschland) 10 Prozent und OMV (Österreich) sowie LukÖl (Russland) jeweils 5 Prozent.

Im Jahr 2023 vergab ADNOC EPC-Verträge (Engineering, Procurement, and Construction) im Wert von 16,9 Milliarden US$. In einem EPC-Vertrag übernimmt der Auftragnehmer die Verantwortung für die Planung, Beschaffung und die Umsetzung des Projekts. Das Offshore-EPC-Paket im Wert von 8,2 Milliarden US$ ging an NMDC Energy aus den VAE und die italienische Saipem. Den Zuschlag für den Onshore-EPC-Vertrag im Wert von 8,7 Milliarden US$ erhielt Tecnimont aus Italien. 

Ölfeld Upper Zakum wird erweitert 

ADNOC Offshore arbeitet an der zweiten Phase des Ölprojekts Upper Zakum, um die Produktionskapazität des Ölfelds auf 1,2 Millionen Barrel pro Tag zu erhöhen. Die erste Phase wurde 2022 abgeschlossen und steigerte die Kapazität auf 750.000 Barrel pro Tag. 

Die zweite Phase, bekannt als "UZ 1.2MMBD", besteht aus den Unterprojekten EPC-1 und EPC-2. Die Phase umfasst die Planung, Beschaffung und den Bau von Oberflächenanlagen und Einrichtungen auf den vier künstlichen Inseln des Feldes. Das Gesamtvolumen des Upper Zakum-Projekts beträgt rund 30 Milliarden US$. 

Im April 2024 erhielt die Target Engineering Construction Company aus den VAE den Hauptvertrag für das EPC-1-Projekt im Wert von 825 Millionen US$. Für das EPC-2-Projekt, das zusätzliche Anlagen und Infrastruktur umfasst, wurde die Frist für technische Angebote bis zum 14. August 2024 verlängert.

VAE investieren in LNG-Terminal

Das LNG-Projekt (Liquefied Natural Gas) Ruwais in den VAE ist ein bedeutendes Vorhaben von ADNOC. Es umfasst den Bau einer LNG-Anlage mit einer Gesamtkapazität von 9,6 Millionen Tonnen pro Jahr in der Al Ruwais Industrial City und hat ein Investitionsvolumen von etwa 5,5 Milliarden US$. Im März 2024 erhielt ein Konsortium unter der Führung von Technip Energies (Frankreich) und JGC Corporation (Japan) den Zuschlag für den EPC-Vertrag.

Die Anlage soll 2028 in Betrieb gehen und die steigende globale Nachfrage bedienen. Die internationalen Partner BP, Mitsui, Shell und TotalEnergies halten jeweils 10 Prozent der Anteile. ADNOC bleibt mit 60 Prozent der Anteile Mehrheitseigentümer.

Von Heena Nazir | Dubai

Katar bemüht sich um eine Diversifizierung seiner Wirtschaft, bleibt aber weiterhin stark von der Öl- und Gasbranche mit ihren volatilen Preisen abhängig. Der Sektor steht für rund 85 Prozent der Exporterlöse, trägt mehr als 70 Prozent zu den gesamten Einnahmen der Regierung bei und macht über 50 Prozent des Bruttoinlandsprodukts aus.

Im Jahr 2023 wurden in Katar Projekte im Gesamtwert von 17,7 Milliarden US-Dollar (US$) vergeben. Davon entfielen etwa zwei Drittel auf den Gassektor. In den ersten sieben Monaten des Jahres 2024 konzentrierte sich die Projektvergabe stark auf die Ölindustrie: Von den neuen Projekten im Gesamtwert von 8,1 Milliarden US$ entfielen 77 Prozent auf den Ölsektor.

North Field Expansion für 43 Milliarden US-Dollar

Katars größtes Gasprojekt ist der Ausbau der LNG-Produktionskapazitäten bis 2025 von bisher jährlich 33 Millionen auf 110 Millionen Tonnen. Eine weitere Steigerung um 16 Millionen Tonnen ist bis 2027 vorgesehen. Hierzu werden die Produktionskapazitäten im North Field ausgebaut. Das gesamte Projekt erfordert Investitionen im Wert von geschätzt 43 Milliarden US$. QatarEnergy hat mehrere internationale Partner für das Vorhaben gewonnen, darunter TotalEnergies (Frankreich), ExxonMobil (USA), Shell (Niederlande/UK) und ConocoPhillips (USA).

Das Projekt North Field Expansion (NFE) umfasst die Entwicklung von vier neuen LNG-Produktionslinien mit einer Kapazität von 8 Millionen Tonnen pro Jahr. Diese Produktionslinien sollen die jährliche Produktionskapazität Katars bis 2026 auf 126 Millionen Tonnen und bis 2030 auf 142 Millionen Tonnen erhöhen.

Ein wesentlicher Bestandteil des Projekts ist die Installation von acht Bohrplattformen. Zusätzlich werden acht Offshore-Bohranlagen und mehrere Pipelines installiert, darunter eine 250 Kilometer lange Gaspipeline nach Ras Laffan. Die Inbetriebnahme wird für Ende 2025 erwartet. 

Die zweite Phase der Erweiterung, bekannt als North Field South (NFS), soll zwei zusätzliche Mega-LNG-Produktionslinien mit einer Kapazität von jeweils 8 Millionen Tonnen pro Jahr umfassen. Im Mai 2023 erhielt ein Joint Venture aus Technip Energies (Frankreich) und Consolidated Contractors Company (Griechenland) einen EPC-Vertrag im Wert von 10 Milliarden US$. Dabei übernimmt der Auftragnehmer die Verantwortung für die Planung, Beschaffung und den Bau des Projekts.

Das NFE-Projekt legt auch Wert auf Nachhaltigkeit. Einen Teil der Elektrizität für das Vorhaben soll der 1,7-Gigawatt-Solarpark in Al-Kharsaah liefern. Geplant sind darüber hinaus eine Reduzierung der Stickoxidemissionen um 40 Prozent sowie die Implementierung eines CO₂-Rückgewinnungssystems, das jährlich 1 Million Tonnen CO₂-Äquivalente Emissionen einsparen soll.  

Investitionen im Ölsektor

Katar unternimmt auch bedeutende Investitionen im Ölsektor. Im Vergleich zum gigantischen NFE-Projekt sind sie jedoch deutlich kleiner. Die Investitionen im Ölsektor konzentrieren sich auf die Erschließung und Optimierung bestehender Felder sowie auf neue Bohrprojekte.

Al-Shaheen-Ölfeld wird ausgebaut 

Das größte Projekt im Ölsektor ist der Ausbau des Ölfelds Al-Shaheen. North Oil, ein Joint Venture von QatarEnergy (70 Prozent) und TotalEnergies (30 Prozent), hat hierzu vier Hauptverträge für Engineering, Beschaffung, Bau und Installation (EPCI) vergeben. Die Ausschreibungen sind Teil des Ru'ya-Projekts, der dritten Entwicklungsphase. Das Projekt mit der geplanten Laufzeit von 2022 bis 2027 zielt darauf ab, eine Gesamtmenge von mehr als 550 Millionen Barrel Öl zu fördern. 

Das Vorhaben hat einen Gesamtwert von über 6 Milliarden US$. Ein Konsortium der US-amerikanischen Unternehmen McDermott International und Qingdao McDermott Wuchuan Offshore Engineering (China), erhielt einen Auftrag für den Bau von neun Bohrplattformen im Wert von rund 2,1 Milliarden US$. 

Für die zentrale Verarbeitungsplattform wurde ein weiteres Konsortium aus McDermott Middle East und Hyundai Heavy Industries (Südkorea) mit einem Vertrag im Wert von etwa 1,9 Milliarden US$ beauftragt. Larsen & Toubro aus Indien baut für rund 1,3 Milliarden US$ die Steigplattform. Zusätzlich erhielt die chinesische Offshore Oil Engineering einen Vertrag in Höhe von rund 900 Millionen US$ für den Bau von Unterwasserpipelines und -kabeln. 

Ausschreibung für Bul Hanine läuft

QatarEnergy will für 500 Millionen US$ das Offshore-Ölfeld Bul Hanine erweitern und hat ein umfangreiches EPCI-Paket (Engineering, Procurement, Construction, and Installation) ausgeschrieben. Dabei ist das erste Ausschreibungspaket das größte der geplanten fünf Pakete. 

Interessen könnte zunächst technische Angebote einreichen, anschließend folgen Preisangebote. Zusätzlich zu Paket 1 plant QatarEnergy die baldige Veröffentlichung von vier weiteren EPC-Paketen.

Von Heena Nazir | Dubai

Kuwait will seine Öl- und Gasförderkapazitäten weiter erhöhen. Die aktuellen Planungen der Regierung sehen vor, die Ölproduktion bis 2035 auf 4 Millionen Barrel pro Tag zu steigern. Das sind etwa 1 Million Barrel pro Tag mehr als 2023. Etwa 0,35 Millionen Barrel sollen in der mit Saudi-Arabien geteilten Neutralen Zone gefördert werden.

Mittel- und langfristig erwartet Kuwait einen weltweit steigenden Ölbedarf. Das Emirat senkte jedoch gemäß den OPEC+ Vereinbarungen zur Stabilisierung des Ölpreises seine Ölförderung 2023 um 4,4 Prozent auf durchschnittlich 2,59 Millionen Barrel pro Tag. Für 2024 ist ein weiterer Rückgang auf 2,4 Millionen Barrel pro Tag zu erwarten. Im kommenden Jahr sollen durchschnittlich 2,5 Millionen Barrel pro Tag gefördert werden.

Unzureichende Neu- und Ersatzinvestitionen haben Kuwaits Ölförderkapazitäten nach 2010 sinken lassen. Durch Einsatz von EOR-Technologien (Enhanced Oil Recovery) und andere Maßnahmen in bestehenden Ölfeldern sollen die Kapazitäten bis Ende 2024 wieder auf 3 Millionen Barrel pro Tag steigen.

Hinzu kommt der kuwaitische Anteil von rund 200.000 Barrel pro Tag an der Förderleistung in der Neutralen Zone. Im Jahr 2023 betrug dieser rund 160.000 Barrel pro Tag.

Entwicklung von Offshore-Ölfeldern macht Fortschritte

Neben der Stabilisierung und Erhöhung der Fördermenge in den bestehenden Ölfeldern, insbesondere in den großen Burgan-Vorkommen, arbeitet Kuwait an der Erschließung neuer Ölfelder. Ein Schwerpunkt liegt auf Offshore-Lagerstätten.

Im Juni 2024 gab die KOC die Entdeckung neuer großer Öl- und Gaslagerstätten im Offshore-Feld Al-Nokhatha östlich der Insel Failaka bekannt. Ersten Schätzungen zufolge enthalten die Vorkommen 2,1 Milliarden Barrel hochwertiges Leichtöl und 144 Milliarden Kubikmeter Gas.

Die laufenden Explorationen von Offshore-Öl- und Gasvorkommen basieren auf zahlreichen seismischen, geologischen und geophysikalischen Untersuchungen der letzten Jahre. In einer ersten Explorationsphase sollen in einer 6.000 Quadratkilometer großen Zone sechs Probebohrungen durchgeführt werden. Die erste Explorationsphase soll 2026 abgeschlossen sein.

Der 600-Millionen-US$-Auftrag für die sechs Plattformen (High Pressure High Temperature Exploration Wells) mit jeweils zwei Bohranlagen ging bereits 2019 an das US-Unternehmen Halliburton. Die erste Plattform sollte bereits 2020 in Betrieb gehen, jedoch führte vor allem die Coronapandemie zu erheblichen Verzögerungen.

Gasproduktion soll stark erhöht werden

Kuwait importiert zur Deckung seines Gasbedarfs seit 2009 LNG (Liquefied Natural Gas). Einer neuer LNG-Importterminal arbeitet seit Februar 2022 im Vollbetrieb. Die Anlage kann jährlich bis zu 22 Millionen Tonnen LNG verarbeiten.

Nach Angaben der International Group of Liquefied Natural Gas Importers weitete Kuwait seine LNG-Einfuhren 2023 um 2,4 Prozent auf 6,1 Millionen Tonnen aus. Hauptlieferant war Katar mit 3,4 Millionen Tonnen, gefolgt von Nigeria mit 0,9 Millionen Tonnen.

Die Förderung von assoziiertem und nicht-assoziiertem Gas soll bis 2040 eine Jahreskapazität von über 42 Milliarden Kubikmeter erreichen. Im Finanzjahr 2023/2024 (April bis März) waren es rund 6 Milliarden Kubikmeter. Etwa 10 Milliarden Kubikmeter sollen es 2027 sein. Als Zielmarke für nicht-assoziiertes Gas wird bis 2040 eine Jahresproduktion von 21 Milliarden Kubikmeter (einschließlich der Neutralen Zone) genannt.

Das derzeit größte im Bau befindliche Gasprojekt ist das Jurassic Vorkommen. Hier sollen fünf neue Produktionsstationen die jährliche Förderkapazität von nicht-assoziiertem Gas um 8,7 Milliarden Kubikmeter erhöhen. Der Datenbank MEED Projects zufolge wurden für Jurassic seit 2016 Aufträge im Wert von 2,4 Milliarden US$ vergeben.

Mit Saudi-Arabien vereinbarte Kuwait Ende 2022 die Erschließung des bereits 1965 entdeckten Offshore-Gasfelds Dorra in der Neutralen Zone. Angestrebt wird eine jährliche Förderung von mehr als 10 Milliarden Kubikmetern Gas und rund 31 Millionen Barrel Kondensaten. Ein Fünfjahresprogramm (2023 bis 2027) für Probebohrungen wurde beschlossen. Technip Energies aus Frankreich erhielt einen FEED-Auftrag (Front-End Engineering Design).

Mit der Produktion soll 2028 begonnen werden. Die Entwicklung des Dorra-Feldes könnte sich aber durch den Streit mit Teheran über iranische Ansprüche an Teilen der Vorkommen verzögern.

Organisatorischer Umbau im Öl- und Gassektor geplant

Fusionen von Tochtergesellschaften der Kuwait Petroleum Cooperation (KPC) sollen den Öl-und Gassektor effizienter strukturieren. Im Juli 2024 wurden Pläne zu einer Fusion der KOC und der Kuwait Gulf Oil Company (KGOC) bekannt. Die KOC ist für die Öl- und Gasförderung in Kuwait zuständig. Die KGOC hält Beteiligungen von 50 Prozent an zwei Unternehmen, die Öl- und Gasprojekte in der Neutralen Zone betreiben.

Im Raffineriesektor sollen die Kuwait Integrated Petroleum Industries Company (KIPIC) und die Kuwait National Petroleum Company (KNPC) fusionieren. Die KIPIC betreibt die neue Raffinerie Az Zour und das LNG-Terminal des Emirats. Zudem ist die KIPIC für den Az Zour Petrochemical Complex zuständig, der auf 10 Milliarden US$ geschätzt wird, jedoch seit 2006 im Planungsstadium feststeckt. Die KNPC betreibt die beiden anderen Raffinerien des Landes, Mina Al Ahmadi und Mina Abdullah.

Von Robert Espey | Dubai

Omans Gasförderkapazitäten sind in den letzten Jahren erheblich gewachsen, jedoch kann das Sultanat diese nicht voll ausschöpfen. Der heimische Bedarf und die Exportkapazitäten stiegen langsamer als die Förderleistung.

Die Industrie ist in Oman der mit Abstand größte Gasverbraucher. Neben der Petrochemie ist die Flüssiggasproduktion der wichtigste Abnehmer. Im 1. Halbjahr 2024 entfielen auf den industriellen Sektor etwa 64 Prozent der Gasnachfrage. Die Ölbranche folgte mit 20 Prozent. Sie verwendet das Gas vor allem für Injektionen in Ölfelder zur Erhöhung des Förderdrucks. Kraftwerke verbrauchten 16 Prozent.

LNG-Exportkapazitäten sollen deutlich steigen

Nach der Beseitigung von Engpässen im Produktionsprozess (Debottlenecking) verfügen die drei existierenden LNG-Produktionslinien (Trains) in Sur über Kapazitäten von 11,4 Millionen Tonnen, die derzeit voll ausgeschöpft werden. Die LNG-Produktionsanlagen gingen zwischen 2000 und 2005 in Produktion. Betreiber ist die Oman LNG. Das Unternehmen ist ein Joint Venture mit einer Beteiligung der staatlichen Oman Investment Authority von 51 Prozent. Die anderen Shareholder sind Shell (30 Prozent), TotalEnergies, Korea LNG, Mitsui, Mitsubishi, PTTEP Oman und Itochu.

Im Juli 2024 gab Omans Energieministerium bekannt, dass in Sur für 500 Millionen US$ eine vierte LNG-Produktionslinie errichtet werden soll. Dadurch steigt die Kapazität der Gesamtanlage auf 15,2 Millionen Tonnen pro Jahr. Die Fertigstellung des Erweiterungsprojekts ist für 2029 vorgesehen. Mit einer Vergabe des Bauauftrages wird erst Ende 2025 gerechnet.

Seit 2018 ist der Bau einer LNG-Anlage in der nördlichen Hafenstadt Sohar im Gespräch. Eine Vereinbarung zur Gründung des Joint Ventures Marsa Liquefied Natural Gas LLC schlossen Ende 2021 TotalEnergies (80 Prozent) und die staatliche Holding OQ (20 Prozent). Die LNG-Anlage mit einer Kapazität von 1 Million Tonnen pro Jahr soll Gas aus dem neuen Mabrouk North East Feld erhalten.

Das LNG-Werk in Sohar soll Solarstrom beziehen. Das sogenannte "Low Carbon LNG" ist als Treibstoff für Schiffe vorgesehen. Der Bauauftrag ging an Technip Energies aus Frankreich. Die Inbetriebnahme ist für 2026/2027 vorgesehen.

Gasproduktion verzeichnet neuen Rekord

Die omanische Gasförderung dürfte 2024 einen neuen Spitzenwert erreichen. Nach Angaben des Energieministeriums stieg im 1. Halbjahr 2024 die Gasproduktion gegenüber der Vorjahresperiode um 5,3 Prozent auf 27,6 Milliarden Kubikmeter.

Die Erschließung der Khazzan-Felder durch BP trug wesentlich zum Wachstum der omanischen Gasförderung bei. Die Fertigstellung der ersten Phase des Frackingprojekts steigerte die Förderkapazität um 28 Millionen Kubikmeter pro Tag. Im Herbst 2020 begann die schrittweise Inbetriebnahme der zweiten Projektphase mit einer Kapazität von 14 Millionen Kubikmetern pro Tag. Mittlerweile verfügen die Khazzan-Felder über eine Gesamtkapazität von 57 Millionen Kubikmetern pro Tag.

Im Gasfeld Mabrouk North East (Block 10) begann Shell Integrated Gas Oman 2023 mit der Förderung. Die angestrebte Produktionskapazität beträgt 14 Millionen Kubikmeter pro Tag. Neben Shell sind am Gasprojekt die französische TotalEnergies und OQ beteiligt. Ein weiterer Shareholder ist Marsa LNG.

Shell arbeitet an der Erschließung weiterer Gasfelder. Dazu gehört ein Gasfeld im Block 11 A & B, das auch gemeinsam mit TotalEnergies und OQ betrieben wird. Weitere Shell-Projekte sind die Entwicklung von Gasvorkommen im Block 42 (mit dem Partner OQ) sowie im Block 55.

Das Unternehmen Petroleum Development Oman (PDO) will die Gasförderung in den Feldern Budour und Tayseer erhöhen. Dazu sollen neue Anlagen für 250 Millionen US$ gebaut werden. Eine entsprechende Ausschreibung wird bis Ende 2024 erwartet. Der Präqualifizierungsprozess ist bereits abgeschlossen.

PDO ist Omans führendes Öl- und Gasunternehmen. Der Staat hält über Energy Development Oman eine Beteiligung von 60 Prozent. Die weiteren Shareholder sind Shell mit 34 Prozent, TotalEnergies mit 4 Prozent und PTT aus Thailand mit 2 Prozent.

Rohölförderung durch Drosselungspolitik begrenzt

Omans Ölförderung (Rohöl und Kondensate/Leichtöl) erreichte 2022 mit durchschnittlich 1,06 Millionen Barrel pro Tag ihren bisherigen Höhepunkt. Die OPEC+ Gruppe vereinbarte zur Stützung des Ölpreises eine Drosselungspolitik. Diese führte 2023 zu einer leichten Fördersenkung auf 1,05 Millionen Barrel. Im 1. Halbjahr 2024 schrumpfte die Produktion um 5,3 Prozent auf 1 Million Barrel pro Tag.

Die Drosselungspolitik der OPEC+ bezieht sich im Fall von Oman nur auf Rohöl. Für die Kondensatproduktion gilt dagegen keine Obergrenze. Gemäß den Vereinbarungen wird Omans Rohölförderung 2024 um 6 Prozent auf durchschnittlich 0,77 Millionen Barrel pro Tag schrumpfen. Bei Kondensaten ist mit einem Anstieg um 2 bis 3 Prozent auf etwa 0,24 Millionen Barrel pro Tag zu rechnen. Dies würde eine Verminderung der gesamten Ölproduktion um nur 4 Prozent auf 1,01 Millionen Barrel pro Tag bedeuten.

Für 2025 ist bei Rohöl ein Anstieg auf durchschnittlich 0,79 Millionen Barrel pro Tag geplant. Der Kondensatausstoß könnte auf 0,25 Millionen Barrel pro Tag zulegen.

Offizielle Daten über die aktuellen Ölförderkapazitäten liegen nicht vor. Schätzungen gehen von mindestens 1,1 Millionen Barrel pro Tag aus. Auf das Unternehmen PDO entfallen mehr als zwei Drittel der Förderkapazitäten. Es kann derzeit etwa 0,66 Millionen Barrel pro Tag Rohöl und zusätzlich 0,1 Millionen Barrel Kondensate fördern.

Mittelfristig will PDO durch den Einsatz von EOR-Technologien (Enhanced Oil Recovery) bei Rohöl die eigenen Förderkapazitäten auf 0,7 Millionen Barrel pro Tag steigern. Langfristig strebt das Unternehmen eine Rohölförderkapazität von 0,8 Millionen Barrel pro Tag an. Bis 2031 will PDO den Anteil des mit EOR-Technologien geförderten Rohöls auf 28 Prozent erhöhen. Aktuell sind es weniger als 14 Prozent.

Von Robert Espey | Dubai