Auf einer bewaldeten Ebene in der kanadischen Provinz Alberta werden im kommenden Monat riesige Bagger damit beginnen, Tonnen an ölreichem Sand auf dreistöckige Kipplaster zu schippen. Die Laster werden den Sand dann in die 11 Milliarden US-Dollar teure Ölsand-Verarbeitungsanlage Kearl bringen, die das begehrte kanadische Rohöl heraussieben und den amerikanischen Energiekonzern Exxon noch viele Jahrzehnte lang mit bis zu 170.000 Barrel Öl pro Tag versorgen wird.

Der nach Marktwert weltgrößte börsennotierte Ölkonzern setzt auf Kearl und 20 weitere neue Projekte, um seine rückläufige Öl- und Gasförderung wieder anzukurbeln. Die Produktion war im vergangenen Quartal auf den tiefsten Stand seit drei Jahren gesunken. Exxon-Aktien legten in diesem Jahr bislang zwar 3,9 Prozent zu und schlossen am Mittwoch an der New Yorker Börse bei 88,10 Dollar, sie handeln aber kaum verändert im Vergleich zu ihrem Kurs vor fünf Jahren.

Exxon Mobil geht davon aus, dass die neuen Projekte die tägliche Ölproduktion um bis zu 800.000 Barrel steigern könnten. Das wären rund 22 Prozent der aktuellen Tagesförderung. Einige Analysten sind jedoch skeptisch, ob die Flut an Projekten - von Indonesien und Papua Neu-Guinea bis zu der Tiefsee vor Westafrika - bis 2014 wie erwartet ihre Produktion aufnimmt. "Verzögerungen sind die Regel, nicht die Ausnahmen, in dieser Branche", sagt Fadel Gheit, Analyst bei Oppenheimer & Co.

Analysten der UBS prognostizieren Exxon im laufenden Jahr einen Rückgang der Produktion um 5,7 Prozent. Das ist deutlich mehr als für die Wettbewerber erwartet wird. Bei Chevron rechnen die Marktbeobachter mit einem Minus von 2,9 Prozent, bei BP mit minus 2,7 Prozent und bei Royal Dutch Shell mit einem Rückgang um 2,2 Prozent.

Die Steigerung der Ölproduktion ist für Energiekonzerne wie Exxon zu einem Schreckgespenst geworden, denn große Ölfelder in leicht zugänglichen Regionen werden immer knapper und staatlich kontrollierte Konzerne aus Ländern wie Russland und China gehen in dem Konkurrenzkampf immer aggressiver vor. Sie geben ihr Geld großzügig aus, um westliche Firmen in Bieterverfahren für die besten Projekte auszustechen.

Generell sinkt die Förderung bestehender Ölfelder

Ein weiteres Hindernis für Produktionswachstum ist die Erschöpfung bestehender Ölfelder. Laut Analysten sinkt ihre Förderung generell um 5 bis 7 Prozent pro Jahr.

Exxon wollte sich nicht zu Risiken im Zusammenhang mit der Inbetriebnahme bestimmter Projekte äußern. In Gesprächen mit Analysten und Investoren hatten Konzernvertreter betont, es gehe nicht darum, die Produktion über Nacht zu erhöhen oder auf Kosten der Profitabilität. Stattdessen wolle Exxon auf große Projekte setzen, die langfristig beträchtliche Gewinne erwirtschaften.

Um Verzögerungen müssten sich Investoren eher keine Sorgen machen, findet Lysle Brinker, Leiter der Energieaktien-Analyse bei IHS-CERA. Exxon habe in der Vergangenheit große Projekte ohne größere Überschreitungen des Budgets oder Zeitplans fertiggestellt. "Sie wären die Ersten, die einräumen würden, dass es nicht immer so glatt geht, aber Exxon hat einen besseren Ruf als die Meisten, wenn es um die Einhaltung von Fristen geht", sagte er.

Die Ausgaben für die Exploration neuer Quellen und die Förderung hat der US-Konzern kräftig gesteigert. Bis 2016 will Exxon dafür 37 Milliarden Dollar pro Jahr ausgeben, 2009 waren es noch weniger als 20 Milliarden.

• Vor der Küste Angolas erhofft sich Exxon zusätzliche Produktion aus der Erweiterung des Kizomba-Projektes. Das besteht aus mehreren Tiefsee-Ölquellen, die zu den ersten entdeckten des westafrikanischen Landes gehören. Exxon ist mit 40 Prozent an Kizomba beteiligt und dürfte damit von der angepeilten Produktion 40.000 Barrel pro Tag erhalten.
• In Indonesien soll ein Offshore-Projekt mit dem Namen Banyu Urip ab Ende 2014 rund 165.000 Barrel pro Tag produzieren. Davon gehen etwa 75.000 Barrel an die mit 45 Prozent beteiligte Exxon.
• In Papua Neu-Guinea schließlich soll ein Flüssiggas-Projekt bis zu 26.600 Kubikmeter Gas - das entspricht etwa 166.000 Barrel Öl - ab 2014 nach China und andere asiatische Märkte exportieren. Das Unternehmen erweist sich allerdings als kostspieliger als erwartet. Exxon musste die erwarteten Projektkosten in diesem Monat um ein gutes Fünftel auf 19 Milliarden Dollar erhöhen und führte dies auf Änderungen bei Wechselkursen und Verzögerungen durch den Stillstand der Arbeiten zurück.
• Der Hauptteil des erwarteten Produktionswachstums bis Ende 2014 - nämlich 37 Prozent - soll jedoch aus kanadischen Ölsand-Projekten wie Kearl kommen. An dem Projekt wird seit 2009 gearbeitet. Allerdings sind Ölsandvorkommen in abgelegenen Gegenden zu finden, ihre Erschließung erfordert deshalb viele Arbeiter und Milliarden Dollar an Kapital. Zudem behindert die begrenzte Pipeline-Kapazität die Belieferung von Kunden außerhalb Kanadas. Die geplante Erweiterung Keystone XL der bestehenden Keystone-Pipeline soll Abhilfe schaffen. Mit einem Durchmesser von nahezu einem Meter und damit einem Transportvolumen von ca. 700.000 Barrel täglich soll sie das Rohöl bis nach Texas führen und Raffinerien am Golf von Mexiko beliefern. Das Projekt ist jedoch umstritten.

Selbst wenn alle neuen Projekte wie erwartet ihren Betrieb aufnehmen, käme ihre gesamte Produktion nicht an das Volumen heran, dass Exxon durch den möglichen Ausstieg aus einem noch im Entstehen begriffenen Projekt im Südirak entgehen würde. Das irakische Projekt hätte den Energiekonzern ab 2016 mit bis zu 1,6 Millionen Barrel pro Tag beliefert.

Trotz all dieser Herausforderungen wetten einige Analysten nur ungern gegen Exxon. Sie gehen davon aus, dass Investitionen wie das Kearl-Projekt und die jüngste Übernahme der Anteile von Denbury Resources am Bakken Schieferöl-Feld in und um North Dakota für 1,6 Milliarden Dollar die Trendwende des Konzerns unterstützen.

Das kommende Jahr dürfte für Exxon besser werden, sagt denn auch Raymond James. Der Analyst bei Pavel Molchanov rechnet mit einem Wachstum der Konzernproduktion um 3 Prozent.

Originalartikel im Wall Street Journal Deutschland