Inhaltsverzeichnis:

1.  Einleitung  3

2.  Geographische Einordnung  3

3.  Die Entstehung und Eigenschaften der Erdöllagerstätten  3

4.  Stand der Exploration und Größenordnungen der Reserven  5

5.  Die Erdölförderung  6

6.  Der Weg des EÖ vom EF zum Konsumenten  6

7.  Die Erdölwirtschaft der Golfstaaten  8

7.1.  Geschichte und Anfänge der Erdölwirtschaft auf der AH  8

7.2.  Strukturen der Erdölwirtschaft im Wandel der Zeit  8

7.3.  Fördermengen und Preisentwicklung des Erdöls  12

7.4.  Strukturen der Erdölwirtschaft und der ihr angeschlossenen Industrien in den  

Golfstaaten  mit Schwerpunkt auf Saudi Arabien  13

7.4.1.  Upstream activities  14

7.4.2.  downstream activities  14

7.5.  Die an die downstream activities angeschlossene Petrochemische Industrie  

mit  Schwerpunkt SA  16

8.  Sozioökonomische Auswirkungen der EW auf die GS  18

8.1.  Auswirkungen der EW auf andere Wirtschaftszweige in -  18

8.1.1.  - Saudi Arabien  21

8.1.2.  - Bahrain  22

8.1.3.  - Kuwait  23

8.1.4.  - Oman  24

8.1.5.  - Qatar  24

8.1.6.  - Vereinigte Arabische Emirate (Schwerpunkt Dubai)  24

8.2.  Der Städtebau im Wandel des Erdölzeitalters  27

8.3.  Arbeitskräfte in den Golfstaaten  30

8.3.3.  Gastarbeiter in Dubai  31

9.  Politische Lage  32

10.  Fazit  33

11.  Abkürzungsverzeichnis  34

12.  Bibliographie  35

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1. Einleitung

Die heutige globale Wirtschaft ist derart auf nur begrenzt verfügbare Fossilbrennstoffe angewiesen, dass der wirtschaftliche Alltag in den Industrienationen, doch auch in den meisten Schwellen- und Entwicklungsländern ohne fossile Brennstoffe nicht mehr zu bewerkstelligen ist. Elektrizität, Wärme, Transport, Bau- und Kunststoffe werden auf der ganzen Welt zumeist aus fossilen Energieträgern gewonnen, was dort jeden einzelnen Menschen in gewisser Weise von den Herkunftsländern der Fossilbrennstoffe abhängig macht. Den Löwenanteil dieser fossilen Brennstoffe nimmt hierbei das Erdöl ein, da es am vielseitigsten verwendbar ist. Ein Großteil der Erdöls (EÖ) wird auf der Arabischen Halbinsel (AH) gefördert. Die Erdölwirtschaft (EW) auf der AH wird Gegenstand meiner Arbeit sein.

2. Geographische Einordnung

Die AH ist ein Teil Westasiens, genauer gesagt, ein Teil des Nahen Ostens. Im Nordosten wird sie durch den Persischen Golf (PG) begrenzt, der wiederum ein Seitenmeer des Indischen Ozeans ist. Nach Osten und Süden hin schließt sich der Indische Ozean an. Im Westen trennt das Rote Meer die AH von Afrika. Im Norden folgt die „Grenze“ der AH im Ungefähren dem Sinai über die Syrische Wüste hin zum Zweistromland und schließlich wieder zum PG. Da sich die folgende Arbeit aber nicht mit der AH allgemein beschäftigt, sondern vielmehr mit der EW der AH, werde ich auch lediglich auf die Länder eingehen, in der die EW eine Rolle spielt. Dementsprechend finden der Jemen und das Königreich Jordanien in meiner Hausarbeit keine Beachtung. Die behandelten Länder werden im Folgenden der Einfachheit halber schlicht Golfstaaten (GS) genannt. (Diercke 1985; 16f)

3. Die Entstehung und Eigenschaften der Erdöllagerstätten

Die Theorie der organischen Genese ist die heute weitgehend akpetierte, auch noch nicht alle Faktoren, die zu einer EÖ Bildung führen, vollständig erforscht sind Jene geht davon von der Beobachtung aus, dass im EÖ hochmolekulare Verbindungen nachgewiesen wurden, für deren Entstehung man organische Verbindungen voraussetzen muss. Unabhängig davon besteht aber auch hier ein Zusammenhang zwischen einer EL und seinem Muttergestein, d.h. eine Erdölbildung ist auch an geologische Faktoren geknüpft.

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Als Ausgangsmaterial für das EÖ werden Überreste von im Wasser lebenden Mikroorganismen angesehen, die unter Sauerstoffabschluss abgelagert wurden und schnell von Sedimenten bedeckt worden sein müssen. Die immensen Mengen an Biomasse konnten dabei nur in tropischen Flachmeeren entstehen. Zur Entstehungszeit des EÖ befanden sich entlang des Äquators zwei lang gestreckte Flachwasserbecken, die die Vorraussetzungen erfüllten. Durch tektonische Schließungsprozessen liegen diese Gebiete heute entweder kontinental oder - wie im Falle des PG - in Restmeeren. Die EL des PG sind darüber hinaus deshalb so gut erschließbar, da die erdölhaltigen Sedimente von der tertiären Gebirgsbildung nur randlich mitbetroffen waren. Dass eine Gebirgsbildung auch eine Entweichung des EÖ bewirken kann, ist am Beispiel des Omangebirges gut nachvollziehbar. Innerhalb der Sedimente unterliegt das organische Ausgangsmaterial (Kerogen) einem Entwicklungsprozess, in dessen Verlauf unter Einfluss von Temperatur, Zeit und Druck mobilisierungsfähige Kohlenwasserstoffe gebildet werden können. Im weiteren Verlauf müssen die flüssigen Kohlenwasserstoffe einen Millionen von Jahren andauernden Reifeprozess durchmachen und darüber hinaus Temperaturen von 65-150°C ausgesetzt sein, ergänzend bedarf es einer weiteren Verdichtung durch Überlagerung, also zunehmenden Druck. Anschließend können die mobilisierungsfähigen Anteile der Kohlenwasserstoffe, dem entstanden Druckgefälle entsprechend, auswandern und sich in Fangstrukturen, den so genannten Fallen sammeln. Im Falle der AH sind dies meistens Aufwölbungen von Schichten, die Antiklinalen. Dieser Vorgang kann aber nur dann zu einer EL führen, wenn dies die Porosität der Gesteine zulässt und abdichtende Schichten darüber ein Auswandern der Kohlenwasserstoffe verhindern.

Bedingung für die Bildung von EL sind ergo Sedimentbecken mit Erdölmuttergesteinen, porösen und

Durchlässigen Speichergesteinen, die die Mobilität ermöglichen, abdichtenden Schichten und das Vorhandensein von Fallen wie Antiklinalen. (Meinhold 1979; 65ff, dtv 1981; 32ff, Ritter 1983;13f, Olszak 1992; 82ff, Strahler 2002; 268f) Abb. aus: Olszak 1992; 84

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4. Stand der Exploration und Größenordnungen der Reserven

Neben den derzeit bewirtschafteten EF stehen eine ganze Reihe an bekannten, jedoch bisher nicht ausgebeuteten EL zu einer möglichen Nutzung bereit. Den Marktgesetzen folgend werden selbstredend nicht alle bekannten Vorräte auch gleich gefördert, zum einen, um den Markt nicht zu überschwemmen und so einen Preisverfall hervorzurufen, zum anderen, um auch noch in fernerer Zukunft von den Einnahmen des EX zu leben. Nur etwa ein Drittel der derzeit bekannten Felder steht in den GS unter Förderung, wobei nicht einmal nur die größten Vorkommen genutzt werden. Hinzu kommt, dass hier andere Wirtschaftlichkeitsmaßstäbe angesetzt werden, als beispielsweise in der Nordsee. Liegen die Gestehungskosten in den GS zwischen 1-2$, so liegen sie in der Nordsee bei 8-10$. So gibt es auf der AH eine Reihe an unwirtschaftliche EF, die unter den Bedingungen der BRD sehr wirtschaftlich wären.

Nur durch kontinuierliche Exploration können die Vorräte der jeweiligen GS bewertet werden. Es ist vermutlich weitaus mehr förderwürdiges EÖ vorhanden als bisher exploriert. Die GS werden also noch lange von ihren Erdöleinnahmen leben können. Zu bedenken sei jedoch auch, dass die ein Großteil der Zahlen von den ÖK selbst stammen, also von einer Lobby, die sehr daran interessiert ist, das EÖ als zukunftssichere und vor allem noch lange verfügbare Energieform darzustellen. Im Folgenden lege ich den Schwerpunk jedoch auf SA, da hier die Datenlage am deutlichsten und aktuellsten ist. Die Menge der vermuteten EV ist vorsichtig zu bewerten, da ein Großteil SA nicht oder nur oberflächlich exploriert sind. Die staatlichen Angaben müssen darüber hinaus mit Vorsicht behandelt werden, da sich das Könighaus von höheren Angaben auch mehr Einfluss und Prestige in der Weltpolitik verspricht, was die plötzliche Zunahme der offiziellen Reserven Ende der 80er verdeutlicht. Doch genau (aber nicht nur) dank dieser Angaben ist SA bei dem exponentiell steigenden Energiebedarf der Welt eine Schlüsselstellung zugekommen. Die derzeitigen EV des Landes liegen bei 262,7 Mrd. Barrel, das entspricht 26% der Welt-EV. Wenn man den heutigen (30. April 2006) Preis von 66$ nimmt ergibt das ungefähr ein Schatz von 20.000 Mrd. $.

Im Übrigen liegen in SA derzeit doppelt so viele EF brach, wie genutzt werden. In Kuwait nutzt man alle kleineren Vorkommen in besonders intensivem Maß, um das große und sehr wertvolle EF von Burgan zu schonen, die V.A.E. verhalten sich

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ähnlich. Anders sieht es in Qatar und im Oman aus, die das gesamte bekannte Potenzial voll nutzen, um auf die gewünschte Einkünfte zu kommen. Eine Sonderstellung nimmt Bahrain ein, das nur über ein EF verfügt, welches sich bereits dem Ende neigt. Dass dies wirtschaftlich ein nicht zu verachtender Vorteil für die erfolgreiche Umstrukturierung der Wirtschaft für eine Zeit nach dem EÖ ist, werde ich im Folgenden noch erläutern. Doch selbst im „armen“ Bahrain ist die heutige Förderung noch weitaus größer als der Inlandsbedarf. (Ritter 1983; 13ff, dtv 2005; 44ff, Barth 1998; 59ff)

5. Die Erdölförderung

Bei der Erdölförderung wird zwischen Onshore, also an Land, oder Offshore, also im Meer liegenden EF unterschieden. Onshore EF sind kostengünstiger zu erschließen, während hier der Abtransport des EÖ kostspieliger ist. Bei den Offshore EF kehrt sich diese Tatsache um, weswegen es sich im Endeffekt lohnt, beide Möglichkeiten der EF nach wirtschaftlichen Gesichtspunkten gleichermaßen zu nutzen, da die Fördertechnologien in beiden Fällen den Umständen entsprechend wirtschaftlich konkurrenzfähig sind und in beiden Fällen die reine Förderungskosten die 2$ Marke nicht übersteigen. Das liegt zu einen an der relativ planen Landschaft der GS, das einen Pipelinebau vereinfacht, zum anderen an der relativ geringen Wassertiefe im Offshorebereich, was den Einsatz kostengünstiger Bohrplattformen erlaubt. Im PG sprudeln die Erdölquellen darüber hinaus dank des starken, auf den Quellen lastenden geologischen Drucks von alleine, was den kostspieligen Einsatz von Pumpen wie z.B. in den EF der BRD überflüssig macht. (Meinhold 1979; 132ff, Ritter 1983; 15ff, Thiemann 1992; 82)

6. Der Weg des EÖ vom EF zum Konsumenten

Vom EF, ob onshore oder offshore gelegen, bedarf es in jedem Fall einer Pipeline zur nächsten Sammelstelle. Hier wird es in den so genannten Separatoren zum Weitertransport aufbereitet (Gasabfackelung etc). Das EÖ von den onshore EF fließt dann meist dank des natürlichen Gefälles von alleine zum nächstgelegenen Erdölexporthafen, seltener helfen Pumpen nach. Spätestens hier vereinigt sich dann das on- und offshore gewonnene EÖ in den großen Tanklagern der Erdölstädte, auf die im weiteren Verlauf dieser Arbeit noch näher eingehen werde. Von nun an gibt es zwei Möglichkeiten, das EÖ an die Absatzmärkte zu befördern.

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Einerseits nutzt man lange Pipelines, um das EÖ näher an die Absatzmärkte heran zu schaffen. Die erste dieser Art war 1949 die Transarabische Pipeline aus Dharan in SA am PG ans Mittelmeer bei Sidon im Libanon. Von dort aus ging es dann durch das Mittelmeer nach Europa. Man nahm die Transitzahlungen an die Drittländer bewusst in Kauf, war dies doch noch immer günstiger als der Seeweg durch den Suezkanal, doch erzwangen die politischen Querelen innerhalb der arabischen Welt und die zahlreichen Konflikte der Transitländer mit Israel immer wieder längere Stilllegungen der Pipeline, die letzte dauert bis heute an. Die Vertiefung des Suezkanals regte schließlich eine weitere Transarabische Pipeline (TAP) an, die ebenfalls von Dharan ausgehend diesmal ans Rote Meer nach Yanbo führte. Der Bau der zweiten Pipeline 1981 war der politischen Lage angepasst, die sich am PG mit dem ersten Golfkrieg zwischen dem Irak und dem Iran dramatisch zuspitzte und die Straße von Hormus, die den PG mit dem Indischen Ozean verbindet, zu einem zunehmend unsicheren Nadelöhr für den Tankerverkehr wurde. SA schuf sich so einen sicheren Zugang zu den internationalen Märkten über das sichere Rote Meer. Auch andere GS zeigten sich an der Idee dieser zweiten Pipeline interessiert, doch wurde eine Pipeline zwischen dem Irak, Kuwait, SA und dem Oman zum von Krisen unberührten Indischen Ozean nie realisiert.

Andererseits fuhren seit Beginn des EX bereits Tanker durch den Suezkanal nach Europa. Die Tankerkapazitäten waren jedoch wegen der Kanalpassage auf 135.000 BRT beschränkt. Da die Wassertiefe des PG aber weitaus größere und somit wirtschaftlerische Kapazitäten hergab, fuhren schon damals Tanker mit bis zu 500.000 BRT nach Japan. Als nun der Suezkanal zwischen 1967 und 1975 zum zweiten Mal geschlossen wurde und die TAP infolge der Krisen stillgelegt wurde, wich der Rohstofftransport auf sie Kaproute aus, wo nun auch die „japanischen“ Großtanker zum Einsatz kamen. Um auch weiterhin vom Öltransit zu profitieren baute Ägypten des Suezkanals aus und kann so auch 250.000 BRT passieren lassen. Trotz dieses Ausbaus wird heute nur noch der Mittelmeerraum durch den Suezkanal mit EÖ vom PG versorgt. Der Löwenanteil geht um die Kaproute nach Europa. Das Gros nehmen Rohöle ein, die erst in Europa in den Raffinerien weiterverarbeitet werden. Zwar gibt es auch in den GS Raffinerien, doch haben Erdölprodukte dennoch nur einen sehr geringen Anteil am Exportvolumen der GS nach den Industrienationen. Bei dem jeweiligen Endverbraucher landet das einstige rohe EÖ dann in Form von Brennstoffen, Teer, Textilien, Joghurtbecher etc. Die

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