Eine Erdgas- oder Erdöl-Ressource ist die Gesamtheit des ganzen Gases oder Öls, welches ursprünglich auf, oder innerhalb der Erdkruste in natürlich vorkommenden Anhäufungen. In diesem Fall ist es belanglos ob sie entdeckt, unentdeckt, förderbar, nicht förderbar, wiederherstellbar oder nicht wiederherstellbar sind. Es ist die Schätzung des Vorhandenen, ungeachtet der Tatsache, ob das Erdöl oder Erdgas gewerblich kostendeckend ist oder nicht. Diese Tatsache ist hier aber auch die unwichtigste für die Förderung.

Auf der anderen Seite bezieht sich „recoverable“ Erdöl oder Erdgas auf das geschätzte Volumen, welches unter Marktbedingungen mit Profit gefördert werden kann, sofern mit einem realisierbaren Bohrplan, speziellen Geräten, einem `fracking´Programm und ähnlichem gearbeitet wird. Die Industrie unterteil Ressourcen in drei verschiedene Kategorien: Reserven, welche bereits entdeckt und profitabel in der Förderung sind, Kontingent-Reserven, welche zwar entdeckt und zum Teil auch förderbar sind, wo jedoch der Abbau zum jetzigen Marktpreis nicht profitabel ist, und zukünftige Ressourcen, welche noch unentdeckt und nur teilweise förderbar sind (1).

Das „Potential Gas Committee (PGC)“, welches die US Erdgas Ressourcen beurteilt, unterteilt Erdgas ebenfalls in drei unterschiedliche Kategorien, abhängig von ihrer technischen Förderbarkeit: "wahrscheinlich, möglich und spekulativ".

Nach sorgfältiger Untersuchung der Zahlen ist es nun klar, dass der Präsident, seine Berater und andere Individuen die aktuellsten Gesamtbeträge aus „PGCs“ Zählungen aus allen drei Kategorien genommen haben und die erhaltene Summe (2.170 Billionen Kubikfüße (Tcf)) durch den Jahresbedarf des Jahres 2010 geteilt haben (24 Tcf). Auf diese Weise kam auch die Zahl zwischen 90 und 100 Jahre Gasvorrat zustande. Was der Einfachheit halber ungesagt bleibt ist, dass die meisten der gesamten Ressourcen sich in Ansammlungen befinden, welche entweder zu klein sind, um bei egal welchem Marktpreis gefördert werden zu können, durch eine Bohrung nicht erreichbar sind, oder zu tief in der Erde sind, um wirtschaftlich gefördert zu werden (2).

Arthus Berman legte in einer anderen Analyse nah, dass falls wir mehr konservative und realistische Annahmen aufstellen, sowie es die „PGC“ in ihren detaillierten Begutachtungen tut, wir relevantere Daten wie die des Komitees mit einem wahrscheinlichen Ressourcen Mittelwert von etwa 550 (Tcf) Erdgas erhalten würden. Wenn wir jetzt im Gegenzug eine konservative und realistische, auf Erfahrungen basierte, Schätzung aufstellen, dass etwa die Hälfte der oben genannten Ressourcen in Form einer Reserve vorhanden sind, dann haben die US nur noch etwa 11.5 Jahre Erdgasvorrat. Diese Schätzung des potenziellen Vorrats ist aber nur mit der jetzigen Verbrauchsrate akkurat.

Wenn wir jetzt noch die bewiesene Reserven von etwa 273 Tcf mit einbeziehen, bekommen die US nochmals etwa 11.5 Jahre an Erdgasvorrat dazugerechnet, was einen Gesamtwert von fast 23 Jahren ergibt. Es ist jedoch beachtenswert, dass diese bewiesenen Reserven auch bewiesene, aber noch nicht erschlossene Reserven mit einbeziehen. Deshalb ist auch der Erdgasvorrat, welcher bei 23 Jahren angesetzt ist, äußerst dürftig, und sobald sich die Verbrauchsrate erhöht wird dieser potenzielle Vorrat mit Sicherheit in weniger als 23 Jahren ausgeschöpft sein (3).

Auch innerhalb der US Regierung gibt stark unterschiedliche Schätzungen über Schiefergas erstattungsfähige Ressourcen. Das „US Department of Energy (EIA)“ benutzt eine sehr großzügige Berechnung für die `Schiefergas Wiedergewinnungs Effizienz´ von 13%, wohingegen andere, eher konservative, Schätzungen sich auf etwa die Hälfte davon belaufen - auf 7%. Demgegenüber werden Wiedergewinnungsraten von herkömmlichen Erdgasfeldern auf etwa 75-80% eingestuft. Die großzügige Art und Weise der Berechnung, welche von der EIA benutzt wird, erlaubt ihr eine Schätzung von 482 Tcf an förderbarem Erdgas für die US zu rechtfertigen. Im August 2011 veröffentlichte die interne Abteilung „US Geological Survey (USGS)“ eine weitaus nüchterne Schätzung für die großen Schiefergas-Felder in Pennsylvania und New York genannt „Marcellus Shale“. Die USGS schätzte das unter der „Marcellus Shale“ etwa 84 Billionen Kubikfuß, technisch wiederherstellbares Erdgas lagert. Vorherige Schätzungen der EIA beliefen sich auf 410 Billionen Kubikfuß an wiederherstellbarem Erdgas (4).

Felder auf denen Schiefergas gefördert wird zeigen eine außergewöhnlich hohe „field decline rates“ mit sehr abschüssigen Tendenzen. Eine Kombination, welche in einer niedrigen Wiedergewinnungs Förder- Effizienz resultiert (5).

Teil V: Riesige Schiefergas Verluste 

Unter den Bedingung der außergewöhnlich hohen „decline rates“ und der niedrigen Förder-Effizienz des Schiefergases ist es kein Wunder, dass, nachdem die Euphorie abklang, Schiefergas Produzenten bemerkten, auf was für einer `Finanziellen Zeitbombe´ sie eigentlich saßen. Daher begannen sie auch sofort, alle ihre Anlagegüter  so schnell wie nur möglich an leichtgläubige Investoren zu verkaufen.

In einer neuen Analyse in der die tatsächlichen Resultate von mehreren Jahren der Schiefergas- Förderung in der USA sowie dem riesigen und teuren kanadischen Teer-Sand-Öl bemerkt David Hughe: „Shale gas production has grown explosivley to account for nearly 40 percent of US natural gas production ...“. Dennoch ist die Schiefergasförderung seit dem Dezember 2011 auf einem Plateau; 80% der Schiefergasförderung kommt von fünf Feldern, wobei sich mehrere bereits im Niedergang befinden. Die hohen Niedergangsraten der Schiefergas-Bohrlöcher erfordern durchgehenden Einfluss von Kapital - geschätzte 42 Milliarden Dollar im Jahr - um in mehr als 7.000 Bohrlöcher die Produktion aufrecht zu erhalten. Vergleichsweise lag der Wert des im Jahr 2012 geförderten Schiefergases bei nur 32.5 Milliarden Dollar (6).

David Hughes fügt hinzu, dass die besten Schiefergas Felder, wie das in Haynesville, welches jedoch auch bereits im Niedergang ist, leider auch die seltensten sind, und dass die Zahl an Bohrlöchern und benötigtem Kapital um die Produktion aufrecht zu erhalten, weiterhin steigen wird, da die besten Flächen auf diese Feldern erschöpft sind. Auf hohen kollateralen Umweltschaden folgten immer Proteste von Bürgern, welche in New York State und Maryland zu Moratorien und zu Protesten in anderen Staaten führten.   Wachstum in der Schiefergasförderung wurde immer von Niedergängen in der Förderung der konventionellen Erdgase aufgehoben, was letztendlich in einem bescheidenen Gesamtwachstum im Erdgasbereich resultierte. Des Weiteren ist die Rentabilität vieler Schiefergas Felder mit den jetzigen Erdgaspreisen äußerst fragwürdig (7).

Falls diese verschiedenen Schätzung auch nur ansatzweise akkurat sind, dann besitzt die USA Ressourcen von unkonventionellem Schiefergas, welche weiterhin für 11 bis 23 Jahre anhalten werden. Auch besitzt die USA dann noch unkonventionelles Erdöl, welches etwa noch ein Jahrzehnt vorhalten wird bevor es stark abfällt. Die kürzlich veröffentlichte  Bekanntmachung, dass die USA mit ihrem jetzigen technischen Status auf dem Weg zur `Energie Unabhängigkeit´ sei, ist reiner Schwachsinn.

Der „drilling boom“, welcher in einem Überfluss an Schiefergas endete, war ein zum Teil durch die „held-by-production“ Schiefer-Verpachtungs Deals mit Grundbesitzern von verschiedenen Ländereien beeinflusst. Bei solchen Abkommen ist der Konzern verpflichtet, mit den Bohrungen zu beginnen, während er das Land für 3-5 Jahre mietet oder einen Pfand hinterlegt. Denn in der USA besitzen die Gutsherren, wie zum Beispiel Farmer, typischerweise die Rechte an allen Mineralien in ihrem Boden und können daher ihr Land so an Erdöl Konzerne vermieten. Die Erdöl oder Erdgas Firma steht dann unter enormen Druck, da sie jetzt die Erdgas Reserven auf dem gemieteten Land eintragen lassen müssen. Dies ist nötig um ihre Aktienkurse in der Höhe zu halten, da die Konzerne sich oft schwer verschuldet haben um bohren zu können.

Dieser „drill or lose it“ Druck welcher auf den Konzernen lastet, führt meistens dazu, dass sich die Konzerne den ergiebigsten Punkt auf dem Land heraussuchen, um dort so schnell wie möglich die größte Menge an Erdgas zu fördern. Diese Bohrstellen werden dann oft dazu benutzt, um mit ihnen als `typisch´ für das gesamte Stück Land zu werben.

Jedoch weist Hughes darauf  hin, dass: „High productivity shale plays are not ubiquitous, and relatively small sweet spots within plays offer the most potential“.  Sechs aus dreißig Schieferfelder stellen 88% der gesamten Produktion bereit. Individuelle Bohrlöcher haben noch mitunter die höchsten Niedergangsraten von 79% bis 95% nach 36 Monaten Laufzeit. Manche Bohrlöcher können überaus produktiv sein, jedoch macht der Anteil dieser Bohrlöcher nur einen kleinen Prozentsatz aus allen Bohrlöchern aus. Die Bohrlöcher, welche extrem ertragreich sind, stehen auf sogenannten „sweet spots" (8).

One estimate of projected shale gas decline suggests the peak will pass well before the end of the decade, perhaps in four years, followed with a rapid decline in volume

Die extrem rapiden Niedergangsraten der Erdgasfelder erfordert das Ersetzten von 30 bis 50%  der Förderungsprozesse mit weiteren Bohrungen, um an mehr Erdgas heranzukommen. Dies wird auch als ein klassisches „tiger chasing its tail around the tree“ Syndrom bezeichnet. Dies fordert 42 Milliarden Dollar vom jährlichen Kapital, nur um die Produktion aufrecht erhalten zu können. Im Vergleich, der Wert des gesamten Schiefergas welches 2012 in den USA gefördert wurde, betrug, zu einem Gaspreis von $3.40/mcf, 32.5 Milliarden Dollar. Dieser Gaspreis war sogar noch höher als der Durchschnittspreis im Jahr 2012. Das heißt, dass die USA im letzten Jahr mit ihrer Schiefergas Spekulation ein Nettoverlust von 10 Milliarden Dollar erlitt.

Doch es kommt noch schlimmer, denn Hughes legt nahe, dass das Kapital, welches genutzt wird um die Niedergangsrate der Ölfelder zu verlangsamen, in Zukunft weiter steigen wird. Dies liegt daran, dass die „sweet spots“ bald aufgebraucht sein werden und deshalb tiefer gebohrt werden muss, auch wenn dort die Qualität schlechter ist. In Haynesville, dem produktivsten Schiefergasfeld der US, sank die durchschnittliche Qualität der Bohrlöcher um fast 20% - wenn mit Anfangsqualität verglichen. Die durchschnittliche Qualität der US Schiefergas Bohrlöcher sinkt bei 36% der aller Bohrlöcher und bleibt nur bei 34% konstant (9).

Aufgrund dieser Sachlage ist es kein Wunder, dass die Hauptakteure der großen Schiefergas Produzenten massive Abschreibungen ihrer Anlagegüter hinnehmen mussten. Im Jahr 2012 begannen Firmen, ihre Reserven umzuwerten und müssen sich nun eingestehen, dass  angesichts der sich vom Juli 2011 zum Juli 2012 halbierenden Barpreise von Erdgas die langfristige Aussicht alles andere als positiv ist. Die Abschreibungen der Firmen führen zu einem Domino Effekt, da die Kredite, welche von den Banken gegeben werden, abhängig von den Reserven der Konzerne ist. Für die Konzerne heißt das, dass sie den genehmigten Kreditrahmen neu aushandeln müssen, oder ihre Anlagegüter Zwangsversteigern müssen, um Geld aufbringen zu können.

Im August 2012 mussten viele der großen US Schiefergas Produzenten bedeutende Abschreibungen vom Wert ihrer Anlagegüter hinnehmen und bekanntgeben. BP gab bekannt, dass der Wert ihrer Abschreibungen von Schiefergas-Anlagegüter sich auf $4.8 Milliarden belief, wobei in dieser Rechnung bereits die $1 Milliarden Verringerung ihrer US Schiefergas- Anlagegüter mit einbezogen war. Die BP Gruppe in England hatte eine Abschreibung von $1.3 Milliarden in ihren Anteilen in der US Schiefergas-Industrie hinzunehmen. Encana, ein großer Kanadischer Schiefergas- Unternehmer musste eine Abschreibung von $1.7 Milliarden in ihren Schiefergas-Vermögenswerten hinnehmen, wobei die Abschreibungen steigen werden, sofern sich der Gaspreis nicht bald wiederherstellt (10).

Einer der Konzerne, den die US Schiefergas-Blase am schlimmsten getroffen hatte, ist der Australische Bergbau Gigant `BHP Billiton´. Denn dieser Konzern stieg erst  sehr spät, dafür aber mit umso mehr Geld ein. Im Mai 2012 gaben sie bekannt, dass sie unter Berücksichtigung ihrer fallenden US Schiefergas-Anlagen die Werte eben dieser Anlagen neu berechnen werden. `BHP Billiton´ kaufte diese Anlagen im Jahr 2011 während der Schiefergas-Boom auf der Höhe war. Sie kaufen sich zum einen in Bohrprojekte von „Chesapeake Energy“ ein und erwarben eine Firma namens „Petrohawk Energy“ für $15.1 Milliarden (11).

Aber am allerschlimmsten traf es den in Oklahoma stationierten `ehemaligen Schiefergas Superstar´ „Chesapeake Energy“.

Teil VI: `Chesapeake Energy´: Das nächste Enron?

Chesapeake Energy, die Firma welche die Schiefergas „boom-bust bubble“ verkörpert, wurde von den meisten als anführender Spieler in der Schiefergasförderung gefeiert. Im August 2012 existierten weitverbreitete Gerüchte, dass Chesapeake Energy Bankrott anmelden würde. Dies wäre äußerst blamabel geworden, wenn man bedenkt, dass sie der landesweit zweitgrößte Erdgas Produzent waren. Des Weiteren wäre es auch ein Signal für die restliche Welt gewesen, dass die hochgelobte Schiefergas-Energie Revolution nur ein riesiger Hype war, welcher von Yergin und den Wall Street Energiebefürwortern ausging, die darauf  hofften, durch M&A und andere Geschäfte die  Milliarden wieder rein zubekommen, welche sie durch die `real estate´Affäre veroren hatten.

Im Mai 2012 schrieb Bill Powers, von der „Powers Energy Investor“, folgendes über Chesapeake (Börsenname CHK). Im Lauf des letzten Jahres jedoch ist CHKs Betriebsmodell in sich zusammengebrochen. Die Aktien der Firma haben ein 52-wöchiges Tief erreicht, und die Firma leidet unter Finanzierungsproblemen. Die Firma ist finanziell gesehen auf dem Weg zum Bankrott. Dennoch war es ihnen möglich, einen Teil ihrer Ohio-Anlagen nach Frankreich abzugeben, was bemerkenswert ist wenn man die Buchhaltungsfehler der CHK mit einbezieht, welche sich signifikant auf die Gesamteinnahmen ihrer `Barnett shale joint-venture´ auswirkten. CHK hat bald auch kein Land mehr welches, sie an andere vermieten könnten. Bill Powers schätzte im Jahr 2012 auf ein Bargeld Defizit von $3 Milliarden für CHK. Dieses Defizit kommt noch zu den bereits vorhandenen Schulden in Höhe von $11.1 Milliarden, wobei $1.7 Milliarden davon eine revolvierende Kreditlinie ist, dazu (12).

Bill Powers fügt hinzu, dass wenn die außerbilanziellen Schulden und bevorzugten Probleme zu den bereits $11.1 Milliarden bilanziell existierenden Schulden der Firma hinzuaddiert werden, hat CHK kolossale $20.5 Milliarden finanzielle Verpflichtungen gegenüber den Schuldnern. Wegen solch einem hohen Level der Verschuldung wird CHKs Geldschuld als `Schrott´ angesehen, da es ihnen nicht möglich sein wird alle Schulden zu begleichen. Diese Ansicht auf CHKs Verschuldung wird sich in der vorhersehbaren Zukunft auch zunächst nicht ändern. Powers beendet  mit der Aussage: „ Having America’s second largest natural gas producer as well as its most reckless destroyer of shareholder capital almost completely walk away from the shale gas business is a great indication that today’s natural gas price bubble is on the verge of popping.“ Er fügt hinzu, dass CHK - und praktisch alle anderen Firmen - kein Geld mit der Förderung von Schiefergas erwirtschaften konnten, und dass der Geldfluss zur Schiefergasindustrie endlich zu Ende geht (13).

Wütende Aktieninhaber erzwangen eine riesige Aufstand im Komitees von Chesapeake, nachdem letzten September ein Reuters Report veröffentlicht wurde, welcher offenlegte, dass der CEO Aubrey McClendon große Geldbeträge, welche weder dem Vorstand noch den Aktionären vollständig offengelegt wurden, unterschlug. McClendon wurde gezwungen als Vorsitzender des Konzerns, welchen er finanzierte, zurückzutreten, nachdem herauskam, dass er $1.1 Milliarde über die letzten drei Jahre unterschlagen hatte. Er nutzte dabei seinen Anteil an den Erdöl und Erdgas Bohrlöchern als Pfand (14). Im März 2013 gab die „US Government Securities and Exchange Commission (SEC)“ bekannt, dass sie den Firmen- und Geschäftsführer Aubrey McClendon untersuchen und Vorladungen für Informationen und Aussagen ausgaben. Neben anderen Angelegenheiten befassten sie sich auch mit dem umstrittenen Programm, welches McCledon einen Anteil an jedem Bohrloch der Firma Chesapeake einbrachte (15).

Die Firma ist nun inmitten eines großen Anlageverkaufes, welcher schätzungsweise die Schulden um $6.9 Milliarden verringern soll. Zum Verkauf stehen unter anderem auch etwa 2.4 Millionen Acre an Erdöl und Erdgasfelder. Um den Bankrott zu vermeiden, muss die Firma schwer in das Bohren neuer Bohrlöcher anlegen, um eine höhere Förderungsrate von lukrativerem Erdöl und Erdgas erreichen zu können (16). Ein kritischer Analytiker von Chesapeake sagte, dass die komplizierte Kontenführung der Firma es für Analytiker und Anleger fast schon unmöglich mache, das genaue Risiko zu berechnen. Der Fakt, dass der CEO Löhne in Milliardenhöhe unterschlägt und nicht einmal öffentlich angibt, dass dieses Geld existiert, fördert nur den Verdacht, dass in Chesapeake nicht alles so ist, wie es scheint - die Auffassung das Chesapeake das Enron mit Bohrtürmen ist (17).

Die viel angepriesene Schiefergas-Revolution in den USA bricht mit dem Aktienbestand Chesapeakes und anderen Schlüsselfiguren in sich zusammen.

F. William Engdahl ist der Autor von Myths, Lies and Oil Wars. Er kann mittels seiner Website kontaktiert werden  www.williamengdahl.com

(1) SPEE,  Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook, Volume 1 — Reserves Definitions and Evaluation Practices and Procedures, SECTION 5: DEFINITIONS OF RESOURCES AND RESERVES, Petroleum Society of the

Canadian Institute of Mining, Metallurgy and Petroleum, Calgary Chapter, accessed in www.petsoc.org.

(2) Arthur E. Berman, After The Gold Rush: A Perspective on Future US Natural Gas Supply and Price, The Oil Drum, February 8, 2012, accessed in http://www.theoildrum.com/node/8914.

(3) Ibid.

(4) Stephen Lacey,  After USGS Analysis, EIA Cuts Estimates of Marcellus Shale Gas Reserves by 80% ,August 26, 2011

(5) Rafael Sandrea, Evaluating production potential of mature US oil, gas shale plays, The Oil and Gas Journal, December 3, 2012, accessed in http://www.ogj.com/articles/print/vol-110/issue-12/exploration-development/evaluating-production-potential-of-mature-us-oil.html

(6) Arthur E. Berman, After the Gold…

(7) Ibid.

(8) Ibid.

(9) Ibid.

(10) Ed Crooks, Gas groups headed for large write-downs, Financial Times, August 31, 2012, accessed in

http://www.ft.com/intl/cms/s/0/a0fd134e-f38d-11e1-b3a2-00144feabdc0.html#axzz2MehR4I7i.

(11) Marin Katusa, Does a Long-Term Natural-Gas Downturn Signal that Investors Should Exit?, http://www.caseyresearch.com/cdd/does-long-term-natural-gas-downturn-signal-investors-should-exit.

(12) Bill Powers,  Is Chesapeake Energy Going Bankrupt?, May 1, 2012, Powers Energy Investor, accessed in http://www.powersenergyinvestor.com/

(13) Ibid.

(14) Jeff Goodell, 'World's Biggest Fracker' Pockets $1 Billion in Shady Deal, Rolling Stone, April 18, 2012, accessed in  http://www.rollingstone.com/politics/blogs/national-affairs/worlds-biggest-fracker-pockets-1-billion-in-shady-deal-20120418#ixzz2N3vXTPH9.

(15) Reuters, SEC Investigating Chesapeake Energy, CEO, March 01, 2013, accessed in http://www.foxbusiness.com/business-leaders/2013/03/01/sec-investigating-chesapeake-energy-ceo/#ixzz2N40Rnm4d.

(16) Ed Crooks, Two directors forced out of Chesapeake, Financial Times, June 8, 2012, accessed in

http://www.ft.com/intl/cms/s/0/7fbbd6a4-b182-11e1-bbf9-00144feabdc0.html#axzz2N3lAsPdW.

(17) Jeff Goodell, Op. Cit.