6. Die Entwicklung des Erdölmarktes und der Interdependenzbeziehungen von 1990 bis heute

Vgl. US Energy Information Administration (EIA), Europe Brent Spot Price FOB, abrufbar unter: https://​www.​eia.​gov/​dnav/​pet/​hist/​RBRTED.​htm (25. Mai 2021).

Für die nominalen und realen Jahresdurchschnittspreise siehe BP, Statistical Review of World Energy June 2020 (Data Workbook).

Vgl. Ali Kouaouci, „Population Transitions, Youth Unemployment, Postponement of Marriage and Violence in Algeria“, in: Journal of North African Studies, Vol. 9, No. 2, Summer 2004, S. 28–45 (hier 36 f.).

Die Quellen divergieren über die Höhe des irakischen Schuldenstandes Ende der 1980er Jahre. Maugeri beziffert die irakischen Auslandsschulden mit geschätzt 150 Milliarden Dollar, wovon rund 50 Milliarden auf westliche Gläubiger und Russland entfielen und der Rest auf arabische Staaten. Siehe Maugeri, The Age of Oil, S. 146. Parra hingegen spricht von insgesamt fast hundert Milliarden Dollar an Schulden. Siehe Parra, Oil Politics, S. 295.

Allein zwischen Jänner und Juni 1990 sind die Rohölpreise um rund 30 Prozent gefallen.

Vgl. Maugeri, The Age of Oil, S. 146. Die OPEC-Mitglieder produzierten um zwei Millionen Barrel pro Tag mehr, als es die Fördergrenze erlaubte. Kuwait und die Vereinigten Arabischen Emirate galten für ungefähr 80 Prozent der Überproduktion als verantwortlich. Kuwait förderte 1989 im Durchschnitt 1,8 Millionen Fass pro Tag, womit es seine Quote um 700.000 Fass pro Tag überschritt. Siehe Thomas C. Hayes, „Confrontation in the Gulf: The Oilfield Lying Below the Iraq-Kuwait Dispute“, in: The New York Times, 3. September 1990, abrufbar unter: http://​www.​nytimes.​com/​1990/​09/​03/​world/​confrontation-in-the-gulf-the-oilfield-lying-below-the-iraq-kuwait-dispute.​html?​pagewanted=​all&​src=​pm (26. September 2015).

Der britische Hochkommissar Percy Cox hatte „in den Verträgen von Muhammarah und Uqair nach eigenem Gutdünken die – im Grunde genommen noch heute gültigen – Grenzen zwischen Irak, Saudi-Arabien und Kuwait“ festgelegt. Dem Irak wurden einige Gebiete der Sauds zugeschlagen, die im Gegenzug großzügig mit kuwaitischem Territorium entschädigt wurden. Die Abkommen von 1922 gelten als der Ursprung „ständiger gegenseitiger Gebietsforderungen der drei Staaten.“ Siehe Henner Fürtig, Kleine Geschichte des Irak: Von der Gründung 1921 bis zur Gegenwart, 2. Auflage, München: C. H. Beck 2004, S. 68.

Vgl. Yergin, The Prize, S. 772. Bagdad stand damals bei Kuwait mit 14 Milliarden Dollar in der Kreide.

Vgl. Maugeri, The Age of Oil, S. 147.

Vgl. Alberto Bin, Richard Hill und Archer Jones, Desert Storm: A Forgotten War, Westport: Praeger 1998, S. 24 f.

Vgl. Maugeri, The Age of Oil, S. 147.

Vgl. Parra, Oil Politics, S. 298.

Siehe Resolution 660 des UN-Sicherheitsrates vom 2. August 1990.

Siehe Resolution 661 des UN-Sicherheitsrates vom 6. August 1990.

Zitiert nach Parra, Oil Politics, S. 298.

Vgl. Guido Steinberg, Saudi-Arabien: Politik, Geschichte, Religion, München: C. H. Beck 2004, S. 70.

Vgl. Yergin, The Prize, S. 778.

Vgl. ebd., S. 774.

Siehe EIA, Europe Brent Spot Price FOB; Maugeri, The Age of Oil, S. 148; und Yergin, The Prize, S. 774.

Vgl. Parra, Oil Politics, S. 305.

Vgl. Yergin, The Prize, S. 774.

Ein Fass Rohöl der Sorte Brent kostete in den Jahren 1993 bis 1995 im Durchschnitt weniger als 17 Dollar. Siehe EIA, Europe Brent Spot Price FOB.

Vgl. Maugeri, The Age of Oil, S. 145.

Vgl. Robin M. Mills, The Myth of the Oil Crisis: Overcoming the Challenges of Depletion, Geopolitics, and Global Warming, Westport: Praeger 2008, S. 22.

Siehe BP, Statistical Review of World Energy June 2020 (Data Workbook). Der reale Durchschnittspreis (auf Basis 2019) betrug in diesem Zeitraum circa 33 Dollar je Barrel.

Vgl. Yergin, The Quest, S. 119.

Vgl. ebd., S. 121.

Siehe The Shift Project (Data Portal), abgerufen: 7. Oktober 2015.

Vgl. Yergin, The Quest, S. 121.

Vgl. ebd., S. 85.

Das BIP der von der Asienkrise am schwersten betroffenen Länder ist 1998 um folgende Werte eingebrochen: Hongkong −5,9 Prozent (seit 1. Juli 1997 Teil der Volksrepublik China), Indonesien −13,1 Prozent, Macao −4,6 Prozent (seit 20. Dezember 1999 Teil der Volksrepublik China), Malaysia −7,4 Prozent, Philippinen −0,6 Prozent, Singapur −2,2 Prozent, Südkorea −5,7 Prozent und Thailand −10,5 Prozent. In Japan ist die Wirtschaft im Jahre 1998 um zwei Prozent geschrumpft und in Russland um 5,3 Prozent. Siehe die Daten der Weltbank unter http://​data.​worldbank.​org/​indicator/​NY.​GDP.​MKTP.​KD.​ZG?​page=​3 (7. Oktober 2015).

Vgl. Noreng, Crude Power, S. 24.

Nach Jahren des internationalen Boykotts als Reaktion auf die Aggression des Irak im Zuge des Zweiten Golfkrieges konnte das Land auf Grundlage von Resolution 986 des UN-Sicherheitsrates vom 14. April 1995 im Rahmen des Programms „Öl für Lebensmittel“ seine Erdölexporte im Tausch gegen Hilfsgüter in begrenztem Maße wieder aufnehmen. Es dauerte bis zum Dezember 1996, bis Bagdad die Resolution angenommen hatte und damit den Weg für die Wiederaufnahme der irakischen Erdölausfuhren freimachte. Siehe Maugeri, The Age of Oil, S. 151.

Siehe The Shift Project (Data Portal), abgerufen: 7. Oktober 2015.

Vgl. Noreng, Crude Power, S. 24.

Siehe EIA, Europe Brent Spot Price FOB.

Siehe BP, Statistical Review of World Energy June 2020 (Data Workbook). Der reale Durchschnittspreis (auf Basis 2019) betrug 1998 weniger als 20 Dollar je Barrel.

Yergin, The Quest, S. 87 f.

Vgl. Mills, The Myth of the Oil Crisis, S. 23.

Vgl. Amy Myers Jaffe und Ronald Soligo, „The International Oil Companies“, The James A. Baker III Institute for Public Policy, Rice University, November 2007, abrufbar unter: http://​bakerinstitute.​org/​media/​files/​Research/​3e565918/​NOC_​IOCs_​Jaffe-Soligo.​pdf (12. September 2015), S. 17 f.

„The era of easy oil is over“, verkündete David J. OʼReilly, der von 2000 bis 2009 Chevron vorgestanden war, im Jahre 2005. Siehe http://​www.​chevron.​com/​documents/​pdf/​realissuesadtril​lionbarrels.​pdf (31. Oktober 2015).

Vgl. OPEC, Annual Statistical Bulletin 2014, S. 10.

Vgl. Friedemann Müller, „Petrostaaten in der internationalen Politik“, in: Enno Harks und Friedemann Müller (Hrsg.), Petrostaaten: Außenpolitik im Zeichen von Öl, Baden-Baden: Nomos 2007, S. 11–17 (hier 11).

Der Brent-Preis je Barrel stieg von rund 10,50 Dollar in den ersten Märztagen 1999 auf durchschnittlich gut 33 Dollar im September 2000. Siehe EIA, Europe Brent Spot Price FOB.

Vgl. Müller, „Petrostaaten in der internationalen Politik“, S. 11 f. Die Anschläge des 11. September 2001 hatten keinen großen Einfluss auf die Erdölpreise. Siehe Yergin, The Quest, S. 130.

Vgl. Mills, The Myth of the Oil Crisis, S. 21.

Vgl. James D. Hamilton, „Causes and Consequences of the Oil Shock of 2007–08“, in: Brookings Papers on Economic Activity, Vol. 40, No. 1, Spring 2009, S. 215–283 (hier 240); und Yergin, The Quest, S. 162. Hamilton zufolge waren die geringe Preiselastizität der Nachfrage und der stagnierende globale Rohöloutput die grundlegenden Ursachen des Nachfrageschocks.

Im Vergleich dazu war die Weltwirtschaft zwischen 2001 und 2003 im Durchschnitt um weniger als zwei Prozent pro Jahr gewachsen. Siehe dazu die einzelnen Jahresausgaben des UN-Berichts „World Economic Situation and Prospects“, abrufbar unter: http://​www.​un.​org/​en/​development/​desa/​policy/​wesp/​archive.​shtml#2009 (14. Oktober 2015).

Siehe die Daten der Weltbank unter http://​data.​worldbank.​org/​indicator/​NY.​GDP.​MKTP.​KD.​ZG?​page=​1 (14. Oktober 2015).

Vgl. BP, Statistical Review of World Energy June 2020 (Data Workbook).

Vgl. Christof Rühl, „Global Energy After the Crisis: Prospects and Priorities“, in: Foreign Affairs, Vol. 89, No. 2, March/April 2010, S. 63–75 (hier 65).

Vgl. Yergin, The Quest, S. 164 f. Ein gegen die Regierung von Hugo Chávez gerichteter Generalstreik in Venezuela, der von Anfang Dezember 2002 bis ins Frühjahr 2003 andauerte, hatte die venezolanische Erdölförderung lahmgelegt. Der Output brach von 3,1 Millionen auf rund 200.000 Barrel pro Tag ein. Auch wenn sich die venezolanische Ölindustrie nach wenigen Monaten wieder erholte, sollte die Produktionsleistung nicht mehr das Niveau von vor dem Generalstreik erreichen. Während Venezuela 2001 im Mittel mehr als 3,3 Millionen Barrel Rohöl pro Tag produzierte, waren es im Durchschnitt der Jahre 2003 bis 2008 nur noch ungefähr 2,7 Millionen Barrel pro Tag. Gewaltausbrüche im Nigerdelta ab 2006, als Mitarbeiter von Mineralölkonzernen gekidnappt und ermordet wurden, führten zu schweren Beeinträchtigungen des nigerianischen Outputs. Die Rohölproduktionsmenge in Nigeria ist zwischen 2005 und 2008 von durchschnittlich über 2,6 auf weniger als 2,2 Millionen Barrel pro Tag zurückgegangen. Ferner brachten die Hurrikans Katrina und Rita im Spätsommer 2005 die riesige amerikanische Offshore-Ölindustrie im Golf von Mexiko für einige Monate zum Erliegen. Die gewaltigen tropischen Wirbelstürme setzten zeitweise 29 Prozent der gesamten Ölförderung der Vereinigten Staaten und beinahe 30 Prozent der US-Raffineriekapazitäten außer Betrieb. Darüber hinaus vermochte der Irak in jenen Jahren aufgrund des Krieges und der instabilen Sicherheitslage im Land seine Förderkapazitäten und sein Exportpotenzial bei weitem nicht auszuschöpfen. Der kombinierte Produktionsausfall lastete damals schwer auf dem globalen Ölmarkt, der nachfrageseitig erheblich unter Druck gestanden war. Zu den Angaben in der gesamten Fußnote siehe ebd., S. 133 ff.; und The Shift Project (Data Portal), abgerufen: 17. Oktober 2015.

Die weltweiten Investitionen in die Erdöl- und Erdgasförderung verzeichneten nach der Asienkrise im Jahre 1999 einen Rückgang um 20 Prozent. Siehe The Economist, „In a bind“, 6 December 2014, S. 71–72 (hier 71).

Vgl. Yergin, The Quest, S. 165.

Vgl. ebd., S. 176. Die These, wonach die von den auf den Terminbörsen aktiven Finanzinvestoren erzeugte spekulative Nachfrage für den Preisanstieg auf dem physischen Markt für Rohöl verantwortlich war, gilt als umstritten. Laut einer Studie der beiden Ökonomen Lutz Kilian und Daniel P. Murphy, die ihre Ergebnisse auf ein empirisches Modell des Ölmarktes stützen, war der Einfluss spekulativer Marktaktivitäten auf die Ölpreise kaum wahrnehmbar. Siehe Lutz Kilian und Daniel P. Murphy, „The Role of Inventories and Speculative Trading in the Global Market for Crude Oil“, in: Journal of Applied Econometrics, Vol. 29, No. 3, April/May 2014, S. 454–478.

Vgl. US Energy Information Administration (EIA), „U.S. summer gasoline demand expected to be at 11-year low“, 26 April 2012, abrufbar unter: http://​www.​eia.​gov/​todayinenergy/​detail.​cfm?​id=​6010# (18. Oktober 2015).

Vgl. Yergin, The Quest, S. 181.

Siehe dazu die Verkaufsstatistiken der Internationalen Automobilherstellervereinigung (OICA) unter http://​www.​oica.​net/​wp-content/​uploads/​total-sales-2014-2.​jpg (18. Oktober 2015).

Vgl. Yergin, The Quest, S. 183 f.

Vgl. BP, Statistical Review of World Energy June 2020 (Data Workbook). Die Angabe bezieht sich auf einen Vergleich des Jahresdurchschnittsverbrauchs 2007 und 2009.

In der letzten Dezemberwoche 2008 notierte das Fass Brent zwischen 34 und 36 Dollar. Siehe EIA, Europe Brent Spot Price FOB.

Colin J. Campbell und seine Association for the Study of Peak Oil (ASPO) verbreiteten am lautstärksten das auf die Arbeiten von M. King Hubbert gestützte Argument, wonach das historische Ölfördermaximum (bald) erreicht sei und nun – analog dem Verlauf einer Glockenkurve – ein unaufhaltsamer Produktionsrückgang bevorstehe. Eine Reihe von Bestsellern propagierte diese Sichtweise, darunter Colin J. Campbell et al., Ölwechsel! Das Ende des Erdölzeitalters und die Weichenstellung für die Zukunft, 2. Auflage, München: Deutscher Taschenbuch Verlag 2008; Matthew R. Simmons, Twilight in the Desert: The Coming Saudi Oil Shock and the World Economy, Hoboken: Wiley 2005; Michael T. Klare, Rising Powers, Shrinking Planet: The New Geopolitics of Energy, New York: Metropolitan Books 2008; und Kenneth S. Deffeyes, Hubbertʼs Peak: The Impending World Oil Shortage, Neuauflage, Princeton: Princeton University Press 2009. Wie schon mehrfach zuvor in der Geschichte des Erdöls ging erneut die Angst um, der Welt könnte bald das Öl ausgehen.

Campbell erwartete den historischen Produktionshöhepunkt in den 2000er Jahren. Seine Prognosen bedurften mehrfach einer Anpassung. Deffeyes hatte den Förderpeak mit 2005 angegeben. Siehe Deffeyes, Hubbertʼs Peak, S. ix und 158. In Wahrheit ist der globale Rohöloutput seit 2005 von circa 82 Millionen Fass pro Tag auf eine Rekordmenge von mehr als 95 Millionen Fass pro Tag in den Jahren 2018 und 2019 gestiegen. Siehe BP, Statistical Review of World Energy June 2020 (Data Workbook).

Vgl. EIA, Europe Brent Spot Price FOB. Der chinesische Erdölkonsum ist zwischen 2008 und 2014 um durchschnittlich mehr als 3,1 Millionen Barrel pro Tag gestiegen. Im gesamten süd- und ostasiatischen Raum betrug das Verbrauchswachstum im selben Zeitraum beinahe fünf Millionen Barrel pro Tag. Siehe BP, Statistical Review of World Energy June 2020 (Data Workbook). China hat im April 2015 erstmals die USA als größter Nettoimporteur von Rohöl überholt.

Vgl. International Energy Agency (IEA), World Energy Outlook 2008, Paris: OECD/IEA 2008, S. 69.

Die Daten über die US-Rohölproduktion stammen von der US Energy Information Administration (EIA), abrufbar unter: https://​www.​eia.​gov/​petroleum/​data.​php#crude (22. Mai 2021).

Vgl. The Economist, „In a bind“, S. 71.

Williston war einst ein verschlafenes, landwirtschaftlich geprägtes Nest im Nordwesten von North Dakota, das mit der Bakken-Formation riesige Schieferölvorkommen unter sich beherbergt. Nach Ausbruch des Schieferbooms strömten Tausende Menschen aus allen Teilen der USA in den Ort, um in der Erdöl- bzw. Erdgasindustrie oder dem parallel dazu aufstrebenden Dienstleistungssektor in der Stadt eine gut dotierte Tätigkeit zu finden. Die Einwohnerzahl von Williston hat sich innerhalb weniger Jahre auf fast 40.000 verdreifacht. Die Mieten für Einzelzimmerwohnungen überstiegen mit knapp 2.400 Dollar pro Monat bald die Wohnkosten in New York City und San Francisco. Auf den Äckern ringsum wurden in Windeseile Barackensiedlungen hochgezogen, um der Wohnungsnot Herr zu werden. Siehe dazu Ed Crooks, „The US Shale Revolution“, in: Financial Times, 24 April 2015, abrufbar unter: http://​www.​ft.​com/​intl/​cms/​s/​2/​2ded7416-e930-11e4-a71a-00144feab7de.​html#slide0 (24. September 2015); und Frank Hermann, „Fracking: Ernüchterung löst Goldgräberstimmung ab“, in: Der Standard, 2. Februar 2015, abrufbar unter: http://​derstandard.​at/​2000011129817/​Fracking-Ernuechterung-loest-Goldgraeberstimm​ung-ab?​ref=​rss (2. Februar 2015).

Vgl. o. A., „USA werden weltgrößter Ölproduzent“, in: Die Presse, 13. November 2012, S. 15. Allerdings lassen sich die Schieferölressourcen der Green-River-Formation im Gegensatz zu den gesicherten Reserven Saudi-Arabiens zum gegenwärtigen Zeitpunkt nicht wirtschaftlich fördern.

Vgl. Kirsten Westphal, Marco Overhaus und Guido Steinberg, „Die US-Schieferrevolution und die arabischen Golfstaaten: Wirtschaftliche und politische Auswirkungen des Energiemarkt-Wandels“, SWP-Studie, S 15, Stiftung Wissenschaft und Politik Berlin, September 2014, abrufbar unter: http://​www.​swp-berlin.​org/​fileadmin/​contents/​products/​studien/​2014_​S15_​wep_​ovs_​sbg.​pdf (24. September 2015), S. 7. Während in den USA vor allem Tight-Öl und Schiefergas gefördert wird, dominiert in Kanada die Ölsandgewinnung.

Vgl. ebd., S. 7.

Für die Angaben über die US-Nettoimporte und Erdölexporte siehe BP, Statistical Review of World Energy June 2020 (Data Workbook).

Vgl. Bassam Fattouh und Amrita Sen, „The US Tight Oil Revolution in a Global Perspective“, Oxford Energy Comment, Oxford Institute for Energy Studies, University of Oxford, September 2013, abrufbar unter: http://​www.​oxfordenergy.​org/​wpcms/​wp-content/​uploads/​2013/​09/​Tight-Oil.​pdf (24. September 2015), S. 2.

Es waren die Lieferausfälle aus diesen Ländern sowie der schrittweise Produktionsrückgang der alten, großen konventionellen Ölfelder, die langsam ihr Förderplateau überschritten, die in Kombination mit der kontinuierlich steigenden Erdölnachfrage in Asien für ein hohes Preisniveau bis Mitte 2014 gesorgt hatten. Siehe Westphal, Overhaus und Steinberg, „Die US-Schieferrevolution und die arabischen Golfstaaten“, S. 12 und 19.

Matthias Auer, „Amerika schwimmt im Erdöl“, in: Die Presse, 1. Oktober 2014, S. 16.

Josef Urschitz, „Der Kampf der Giganten und seine Kollateralschäden“, in: Die Presse, 18. November 2014, S. 2.

Laut Industrieschätzungen liegt die Rentabilitätsgrenze der amerikanischen Schieferölproduzenten zwischen 50 und 70 Dollar je Fass. Wood Mackenzie schätzt den Break-Even-Preis auf 65 bis 70 Dollar je Barrel. Siehe The Economist, „In a bind“, S. 71. Die Gewinnung von Schieferöl erfordert eine hohe Bohrintensität. Für die Aufrechterhaltung einer Förderleistung von einer Million Barrel pro Tag in der Bakken-Formation bedarf es rund 2.500 neuer Bohrungen pro Jahr. Bei einem großen konventionellen Ölfeld im südlichen Irak sind es hingegen lediglich 60. Fällt der Ölpreis unter die Rentabilitätsschwelle der Fracking-Förderung, werden die teuren Bohraktivitäten eingestellt, was einen raschen Rückgang des Outputs zur Folge hat. Siehe The Economist, „Saudi America“, 15 February 2014, S. 33–34 (hier 34).

The Economist, „In a bind“, S. 71.

Siehe den wöchentlichen North America Rig Count von Baker Hughes, abrufbar unter: http://​phx.​corporate-ir.​net/​phoenix.​zhtml?​c=​79687&​p=​irol-reportsother (7. November 2015). Die Anzahl der aktiven Ölbohranlagen in den USA verringerte sich bis Anfang November 2015 innerhalb eines Jahres von 1.568 auf 572.

International Energy Agency (IEA), Oil Market Report: 11 September 2015, Paris: OECD/IEA 2015, abrufbar unter: https://​www.​iea.​org/​media/​omrreports/​fullissues/​2015-09-11.​pdf (7. November 2015), S. 3.

Siehe BP, Statistical Review of World Energy June 2020 (Data Workbook).

International Energy Agency (IEA), World Energy Outlook 2012, Paris: OECD/IEA 2012, S. 74.

Siehe Edward L. Morse, „Energy 2020: North America, the New Middle East?“, Citi GPS: Global Perspectives & Solutions, 20 March 2012, abrufbar unter: http://​csis.​org/​files/​attachments/​120411_​gsf_​MORSE_​ENERGY_​2020_​North_​America_​the_​New_​Middle_​East.​pdf (12. Oktober 2015), S. 2.

Westphal, Overhaus und Steinberg, „Die US-Schieferrevolution und die arabischen Golfstaaten“, S. 5.

Alle Angaben beziehen sich auf das Jahr 2019 und stammen aus BP, Statistical Review of World Energy June 2020 (Data Workbook).

Vgl. Westphal, Overhaus und Steinberg, „Die US-Schieferrevolution und die arabischen Golfstaaten“, S. 11.

Die Angabe bezieht sich auf das Jahr 1960 gemäß United Nations Statistics, siehe Tabelle A.4 und A.5. Im Jahre 1965 entfielen circa 3,5 Prozent des gesamten Primärenergieaufkommens der Staaten der EU-28 (exkl. den baltischen Ländern und Slowenien) auf Erdgas. Siehe BP, Statistical Review of World Energy June 2020 (Data Workbook).

Vgl. Per Högselius, Anna Åberg und Arne Kaijser, „Natural Gas in Cold War Europe: The Making of a Critical Infrastructure“, in: Per Högselius et al. (Hrsg.), The Making of Europeʼs Critical Infrastructure: Common Connections and Shared Vulnerabilities, Basingstoke: Palgrave Macmillan 2013, S. 27–61 (hier 29).

Siehe Comité Professionnel du Pétrole, nach Maull, Europe and World Energy, S. 29; und BP, Statistical Review of World Energy June 2020 (Data Workbook).

Gemäß United Nations Statistics, siehe Abbildung 4.​3.

1966 erfolgten die ersten Exporte an die deutsche Thyssengas und die belgische Distrigaz. Ab 1967 wurden auch Ruhrgas und Gaz de France beliefert und ab 1974 die italienische SNAM und die Schweiz. Siehe Malcolm Peebles, „Dutch Gas: Its Role in the Western European Gas Market“, in: Robert Mabro und Ian Wybrew-Bond (Hrsg.), Gas to Europe: The Strategies of Four Major Suppliers, Oxford: Oxford University Press 1999, S. 93–133 (hier 116).

Vgl. Comité Professionnel du Pétrole, nach Maull, Europe and World Energy, S. 63. Frankreich und Großbritannien importierten kleinere Mengen Erdgas aus Algerien, die BRD aus der UdSSR und Italien aus Libyen und der UdSSR.

Vgl. Hoffman, The European Energy Challenge, S. 76.

Vgl. Maull, Energy, Minerals, and Western Security, S. 88; sowie Högselius, Åberg und Kaijser, „Natural Gas in Cold War Europe“, S. 30. Auch im Osten Europas war eine Gasinfrastruktur im Entstehen. Ukrainisches Erdgas wurde ab 1944 nach Polen und ab 1967 in die Tschechoslowakei transportiert.

Vgl. Vassiliou, Historical Dictionary of the Petroleum Industry, S. 344.

Vgl. Odell, Oil and World Power, S. 132.

Die Angaben über die britische Erdgasproduktion stammen von Comité Professionnel du Pétrole bzw. UK Department of Energy, nach Maull, Europe and World Energy, S. 29 für den Wert von 1969; und BP, Statistical Review of World Energy June 2020 (Data Workbook) für alle anderen Werte.

Vgl. Maull, Europe and World Energy, S. 30.

Vgl. ebd., S. 30.

Vgl. ebd., S. 63.

Die Daten stammen von Eurostat, Einfuhren von Erdgas nach Partnerland (nrg_ti_gas), abgerufen: 22. Mai 2021.

Bei LNG (Flüssigerdgas) handelt es sich um Erdgas, das durch Abkühlung auf −162 Grad Celsius in Verflüssigungsanlagen in einen fluiden Zustand versetzt wird. Durch diesen Prozess reduziert sich das Volumen des Brennstoffes von 600 Kubikmeter Erdgas in einen Kubikmeter LNG. Verflüssigtes Erdgas lässt sich in speziellen Tankschiffen mit isolierten Lagertanks bzw. Behältnissen für den Straßen- und Schienenverkehr global transportieren. Die Inflexibilität des regional begrenzten pipelinegebundenen Erdgashandels ist dadurch nicht gegeben. Darüber hinaus weist LNG eine einfachere und effizientere Lagerfähigkeit auf. Nach Ankunft im Bestimmungshafen wird das Flüssiggas in Regasifizierungsanlagen wieder in einen gasförmigen Zustand transformiert. Die Errichtung der Infrastruktur für den LNG-Handel (Verflüssigungs- und Regasifizierungsterminals und entsprechende Tankschiffe) ist mit sehr hohen Kosten verbunden. Die Gasverflüssigung wird seit den 1960er Jahren in kommerziellem Ausmaß betrieben.

Vgl. Högselius, Åberg und Kaijser, „Natural Gas in Cold War Europe“, S. 32.

1996 ging die Maghreb-Europa-Gasleitung von Hassi RʼMel in Algerien über Marokko nach Córdoba in Spanien in Betrieb. Die Greenstream-Pipeline transportiert seit 2004 libysches Erdgas von Wafra durch die Wüste und das Mittelmeer nach Sizilien. Die 2011 eröffnete Medgaz-Fernleitung führt von Algerien nach Almería in Andalusien. 2007 wurde weiters die Errichtung der Galsi-Erdgaspipeline, die von Algerien nach Sardinien und weiter auf das italienische Festland verlaufen soll, vereinbart. Die Fertigstellung der Gasleitung war ursprünglich für 2012 geplant. Derzeit steht das Projekt jedoch still.

Siehe Eurostat, Einfuhren von Erdgas nach Partnerland (nrg_ti_gas), abgerufen: 22. Mai 2021.

Vgl. Jonathan P. Stern, „Soviet and Russian Gas: The Origins and Evolution of Gazpromʼs Export Strategy“, in: Robert Mabro und Ian Wybrew-Bond (Hrsg.), Gas to Europe: The Strategies of Four Major Suppliers, Oxford: Oxford University Press 1999, S. 135–199 (hier 149).

Vgl. Högselius, Åberg und Kaijser, „Natural Gas in Cold War Europe“, S. 33.

Siehe dazu Friedrich Feichtinger und Hermann Spörker (Hrsg.), ÖMV-OMV: Die Geschichte eines österreichischen Unternehmens, Horn: Ferdinand Berger & Söhne 1996.

Vgl. Alexander Smith, „OMV: A Case Study of an Austrian Global Player“, in: Günter Bischof et al. (Hrsg.), Global Austria: Austriaʼs Place in Europe and the World, Contemporary Austrian Studies: Vol. 20, New Orleans und Innsbruck: UNO Press und Innsbruck University Press 2011, S. 161–183 (hier 164). Im Blockdenken des Kalten Krieges musste eine derartige Kooperation mit den Sowjets zu jener Zeit in Teilen des Westens Kritik hervorrufen. Die Phase der Détente und die von Willy Brandt im Rahmen seiner Ostpolitik eingeleitete Öffnung Richtung Moskau sollten erst in den Folgejahren eine deutliche Entspannung in den Ost-West-Beziehungen bewirken. Die ersten Erdgaslieferungen nach Österreich erfolgten nur wenige Tage nach der brutalen Niederschlagung des Prager Frühlings durch die Truppen des Warschauer Paktes. Auch die zunehmende Eskalation in Vietnam führte zu erheblichen Spannungen zwischen den Blöcken. Der österreichisch-sowjetische Gasdeal kam gemäß Jakob Zirm just in einer „Phase der stärksten Distanzierung“ zwischen Ost und West zustande. Siehe Jakob Zirm, „OMV und Gazprom – seit jeher eine enge Beziehung“, in: Die Presse am Sonntag, 20. September 2015, S. 19.

Vgl. Herbert Rambousek, Die „ÖMV Aktiengesellschaft“ – Entstehung und Entwicklung eines nationalen Unternehmens der Mineralölindustrie, Dissertationen der Wirtschaftsuniversität Wien: Band 23, Wien: VWGÖ 1977, S. 100.

Für nähere Informationen über die abgeschlossenen Erdgaslieferverträge siehe Jonathan P. Stern, Soviet Oil and Gas Exports to the West: Commercial Transaction or Security Threat?, Energy Papers: Vol. 21, Aldershot: Gower 1987, S. 118 f. (Tabelle A.5).

Vgl. Judy Dempsey, „OMV of Austria aims to become a hub for natural gas“, in: The New York Times, 8 July 2007, abrufbar unter: http://​www.​nytimes.​com/​2007/​07/​08/​business/​worldbusiness/​08iht-omv.​4.​6553409.​html?​_​r=​0 (15. September 2015).

Vgl. Högselius, Åberg und Kaijser, „Natural Gas in Cold War Europe“, S. 36.

Vgl. Stern, „Soviet and Russian Gas“, S. 150.

Siehe ebd., S. 148 (Tabelle 4.​2). Der größte Abnehmer war 1985 die BRD, gefolgt von Frankreich, Italien, Österreich und Finnland. Die Angaben von Stern beziehen sich auf russische Datenquellen. Bei den angeführten Importmengen handelt es sich um russische Kubikmeter Erdgas (für die Messung wird ein Druck von 1 atm bei einer Temperatur von 20 Grad Celsius angenommen). Durch Multiplikation mit 0,91 können die russischen Kubikmeter in Standard-Kubikmeter (Druck von 1 atm bei 0 Grad Celsius) umgewandelt werden.

Siehe ebd., S. 148 (Tabelle 4.​2), Angaben in russischen Kubikmetern. Die Tschechoslowakei war der größte Erdgasabnehmer. Ihr Anteil an den sowjetischen Gesamtausfuhren nach Osteuropa schwankte zwischen einem Viertel und einem Drittel.

Vgl. Alexander Smith, „Reagan Shooting Himself in the Foot: The Transatlantic Dispute over the Soviet-West European Gas Pipeline in the 1980s“, in: Marija Wakounig (Hrsg.), From Collective Memories to Intercultural Exchanges, Europa Orientalis: Band 13, Wien: Lit 2012, S. 227–247 (hier 229).

Vgl. ebd., S. 229; siehe auch Högselius, Åberg und Kaijser, „Natural Gas in Cold War Europe“, S. 36; und Odell, Oil and World Power, S. 132.

Vgl. Högselius, Åberg und Kaijser, „Natural Gas in Cold War Europe“, S. 30.

Vgl. Odell, Oil and World Power, S. 134.

Smith, „Reagan Shooting Himself in the Foot“, S. 229; siehe dazu auch Angela E. Stent, Soviet Energy and Western Europe, The Washington Papers: Vol. 90, New York: Praeger 1982, S. 4.

Zu den angeführten sowjetisch-europäischen Erdgaslieferabkommen siehe Smith, „Reagan Shooting Himself in the Foot“, S. 232.

Vgl. Maull, Energy, Minerals, and Western Security, S. 158.

Ab Shebelinka in der Ostukraine verläuft die Rohrleitung, die mitunter auch als Transsibirische Pipeline oder Urengoi-Pipeline bezeichnet wird, entlang der nördlichen Bratstvo-Trasse. Als ursprünglicher Ausgangspunkt der Fernleitung war das ebenfalls im Autonomen Kreis der Jamal-Nenzen gelegene Jamburg-Erdgasfeld vorgesehen. Für die anfänglich projektierte Erdgasleitung wurde die Bezeichnung Jamal-Pipeline verwendet. Der ursprüngliche Name, welcher nicht mit der in den 1990er Jahren errichteten und durch Belarus und Polen führenden Jamal-Europa-Pipeline verwechselt werden sollte, ist in der historischen Literatur noch vielfach vorzufinden.

Smith, „Reagan Shooting Himself in the Foot“, S. 232. Die umfangreichen Erdgaslieferabkommen zwischen Moskau und den Europäern und die Errichtung der neuen Rohrleitung, die von der sowjetischen Regierung mit westdeutscher, französischer, italienischer und britischer wirtschaftlicher und politischer Unterstützung vorangetrieben wurde, verursachten eine schwere Krise innerhalb des transatlantischen Bündnisses. Die US-Regierung unter Präsident Reagan sprach sich vehement gegen die Pipeline aus und unternahm große Anstrengungen, um ihre westeuropäischen Verbündeten von einer Zusammenarbeit mit Moskau abzuhalten. Für die Einwände und Maßnahmen Washingtons gegen die sibirische Gasleitung siehe ebd., S. 233 ff.

Siehe Eurostat, Einfuhren von Erdgas nach Partnerland (nrg_ti_gas), abgerufen: 22. Mai 2021. Die jährliche Importmenge der EU aus Russland kann größeren Schwankungen unterliegen. Deutschland war 2019 mit einer Einfuhrmenge von über 46 Milliarden Kubikmeter der größte Abnehmer von russischem Erdgas. Es folgten Italien mit gut 33 Milliarden Kubikmeter, Ungarn mit 17,7 Milliarden, die Niederlande mit 16,2 Milliarden und Frankreich mit 10,6 Milliarden.

Vgl. Maull, Europe and World Energy, S. 26.

Vgl. Maull, Energy, Minerals, and Western Security, S. 82.

Für die Entwicklung des Primärenergiemixes der ausgewählten ostmitteleuropäischen und südosteuropäischen Länder siehe Tabelle A.6 und A.7.

Siehe dazu die Daten in BP, Statistical Review of World Energy June 2020 (Data Workbook).

Siehe ebd. Die baltischen Staaten und Slowenien sind in den Angaben für 1970 und 1980 nicht berücksichtigt.

IEA, World Energy Outlook 2012, S. 23.

Siehe BP, Statistical Review of World Energy June 2020 (Data Workbook). Vergleich der Jahre 2004 und 2019.

Vgl. Yergin, The Quest, S. 719.

Vgl. International Energy Agency (IEA), World Energy Outlook 2015 („Executive Summary“), Paris: OECD/IEA 2015, abrufbar unter: http://​www.​iea.​org/​Textbase/​npsum/​WEO2015SUM.​pdf (10. November 2015), S. 3.

Lena Papasabbas, „Der wichtigste Megatrend unserer Zeit“, Zukunftsinstitut, abrufbar unter: https://​www.​zukunftsinstitut​.​de/​artikel/​der-wichtigste-megatrend-unserer-zeit/​ (20. Mai 2021).

Vgl. International Energy Agency (IEA), Net Zero by 2050: A Roadmap for the Global Energy Sector, Paris: IEA 2021, S. 101.

Der folgende Abschnitt ist angelehnt an Alexander Smith, „Rentier Wealth and Demographic Change in the Middle East and North Africa“, Innsbrucker Diskussionspapiere zu Weltordnung, Religion und Gewalt, Nr. 32 (2009), abrufbar unter: https://​diglib.​uibk.​ac.​at/​ulbtiroloa/​content/​titleinfo/​771894 (22. Mai 2021).

Siehe Frank Umbach, „Die neuen Herren der Welt“, in: Internationale Politik, 61. Jahr, Nr. 9, September 2006, S. 52–59.

Zitiert nach Karl, The Paradox of Plenty, S. 4; Yergin, The Prize, S. 525; und Yergin, The Quest, S. 109 f.

Vgl. Falola und Genova, The Politics of the Global Oil Industry, S. 148.

Ebd., S. 148.

Vgl. Aperjis, The Oil Market in the 1980s, S. 48.

Vgl. Falola und Genova, The Politics of the Global Oil Industry, S. 171.

Das Konzept des Rentierstaates geht auf Hossein Mahdavy zurück, der darunter ein Land versteht, dem ein regelmäßiger Zustrom von externen Renteneinkünften, die einen großen Teil der Staatseinnahmen ausmachen, zuteil wird. Siehe Hossein Mahdavy, „The Patterns and Problems of Economic Development in Rentier States: The Case of Iran“, in: M. A. Cook (Hrsg.), Studies in the Economic History of the Middle East: From the Rise of Islam to the Present Day, Oxford: Oxford University Press 1970, S. 428–467. Als Rente wird im Allgemeinen ein Einkommen bezeichnet, dessen Bezug nicht mit der Erbringung einer Gegenleistung verbunden ist. Giacomo Luciani legt den Anteil der Renteneinnahmen aus fremden Quellen mit mindestens 40 Prozent der Staatseinnahmen eines Rentierstaates fest. Siehe Giacomo Luciani, „Allocation vs. Production States: A Theoretical Framework“, in: Hazem Beblawi und Giacomo Luciani (Hrsg.), The Rentier State, London: Routledge 1987, S. 63–82 (hier 70).

Siehe dazu die zentralen konzeptuellen Charakteristika des Rentierstaates nach Hazem Beblawi, „The Rentier State in the Arab World“, in: ders. und Giacomo Luciani (Hrsg.), The Rentier State, London: Routledge 1987, S. 49–62 (hier 51 f.).

Vgl. Douglas A. Yates, The Rentier State in Africa: Oil Rent Dependency and Neocolonialism in the Republic of Gabon, Trenton: Africa World Press 1996, S. 15.

Vgl. Volker Perthes, Geheime Gärten: Die neue arabische Welt, Bonn: Bundeszentrale für politische Bildung 2005, S. 351.

Vgl. Onn Winckler, „The Demographic Dilemma of the Arab World: The Employment Aspect“, in: Journal of Contemporary History, Vol. 37, No. 4, October 2002, S. 617–636 (hier 629).

Vgl. Steinberg, „Saudi-Arabien: Öl für Sicherheit“, S. 57; und Gwenn Okruhlik, „Rentier Wealth, Unruly Law, and the Rise of Opposition: The Political Economy of Oil States“, in: Comparative Politics, Vol. 31, No. 3, April 1999, S. 295–315 (hier 301).

Vgl. Laura El-Katiri, Bassam Fattouh und Paul Segal, „Anatomy of an Oil-Based Welfare State: Rent Distribution in Kuwait“, Kuwait Programme on Development, Governance and Globalisation in the Gulf States, Research Paper No. 13, January 2011, abrufbar unter: http://​www.​lse.​ac.​uk/​middleEastCentre​/​kuwait/​documents/​Fattouh.​pdf (17. November 2015), S. 13.

Isabelle Werenfels, „Algerien und Libyen: Vom Tiersmondismus zur interessengeleiteten Außenpolitik“, in: Enno Harks und Friedemann Müller (Hrsg.), Petrostaaten: Außenpolitik im Zeichen von Öl, Baden-Baden: Nomos 2007, S. 79–107 (hier 90).

Vgl. El-Katiri, Fattouh und Segal, „Anatomy of an Oil-Based Welfare State“, S. 14.

Vgl. IEA, World Energy Outlook 2005, S. 339 und 341.

Zur Jahrtausendwende zählte der zivile Arbeitsmarkt Saudi-Arabiens circa 7,2 Millionen Beschäftigte. Lediglich 880.000 davon waren saudische Staatsbürger, von welchen rund zwei Drittel im Staatsdienst standen. In den Vereinigten Arabischen Emiraten waren Ende der 1990er Jahre rund drei Viertel aller Beschäftigten Gastarbeiter, die – gleich wie in Katar und Kuwait – die Mehrheit der Gesamtbevölkerung stellten. Siehe Perthes, Geheime Gärten, S. 353 und 370. In Kuwait waren mehr als 90 Prozent der Staatsangehörigen direkt oder indirekt für die Regierung tätig. Siehe IEA, World Energy Outlook 2005, S. 412.

Vgl. Perthes, Geheime Gärten, S. 354.

Martin Beck, Andreas Boeckh und Peter Pawelka, „Staat, Markt und Rente in der sozialwissenschaftlichen Diskussion“, in: Andreas Boeckh und Peter Pawelka (Hrsg.), Staat, Markt und Rente in der internationalen Politik, Wiesbaden: Springer 1997, S. 8–27 (hier 13); siehe auch Yates, The Rentier State in Africa, S. 22.

Perthes, Geheime Gärten, S. 351.

Vgl. Maugeri, The Age of Oil, S. 262.

Vgl. Perthes, Geheime Gärten, S. 354.

Vgl. Steinberg, „Saudi-Arabien: Öl für Sicherheit“, S. 63.

Auf Basis des Preisniveaus von 2004. Siehe IEA, World Energy Outlook 2005, S. 115 f.

Vgl. Steinberg, „Saudi-Arabien: Öl für Sicherheit“, S. 54.

Vgl. Maddison, The World Economy, S. 277. Es handelt sich hierbei nicht um US-Dollar, sondern um Internationale Geary-Khamis Dollar (1990).

Steinberg, „Saudi-Arabien: Öl für Sicherheit“, S. 54.

Das BIP von Katar schrumpfte laut UN-Angaben von 2008 bis 2009 um 15 Prozent. Die Wirtschaftskraft Saudi-Arabiens ging um 17 Prozent zurück. Nigeria erlitt einen BIP-Rückgang von 19 Prozent, Algerien und die Vereinigten Arabischen Emirate von jeweils 20 Prozent sowie Kuwait und Libyen von 28 Prozent, während der Irak, Iran und Venezuela von einem Minus verschont geblieben waren. Siehe die Statistiken der Vereinten Nationen, abrufbar unter: http://​unstats.​un.​org/​unsd/​snaama/​dnltransfer.​asp?​fID=​2 (18. November 2015).

Die Angaben stammen von der OPEC, abrufbar unter: http://​www.​opec.​org/​opec_​web/​en/​about_​us/​25.​htm (18. November 2015); sowie OPEC, Annual Statistical Bulletin 2014, S. 16 f.

Vgl. Falola und Genova, The Politics of the Global Oil Industry, S. 148.

Perthes, Geheime Gärten, S. 352.

Der von Richard Auty geprägte Begriff beschreibt die negativen Folgen für ein Land, die aus einem Reichtum an natürlichen Ressourcen resultieren können. Jeffrey Sachs und Andrew Warner haben in einer einflussreichen Studie einen Zusammenhang zwischen Rohstoffreichtum und geringem Wirtschaftswachstum empirisch nachgewiesen. Siehe Jeffrey D. Sachs und Andrew M. Warner, „Natural Resource Abundance and Economic Growth“, Center for International Development and Harvard Institute for International Development, Harvard University, Cambridge, MA: November 1997, abrufbar unter: http://​www.​cid.​harvard.​edu/​ciddata/​warner_​files/​natresf5.​pdf (18. November 2015).

Wirtschaftliche Probleme, die mit dem Export von Rohstoffen in großem Umfang einhergehen, wurden erstmals in den Niederlanden nach der Entdeckung der Erdgasvorkommen in Groningen 1959 beobachtet. Die Bezeichnung geht auf die negativen wirtschaftlichen Erfahrungen zurück, die Holland mit seinen Erdgasausfuhren in den 1960er Jahren gemacht hatte.

Vgl. Westphal, Overhaus und Steinberg, „Die US-Schieferrevolution und die arabischen Golfstaaten“, S. 12 und 19.

Der inländische Erdölverbrauch stieg zwischen 2004 und 2019 in Algerien um mehr als 90 Prozent, in Indonesien um 32 Prozent, im Iran um 35 Prozent, in Katar um 276 Prozent, in Kuwait um 14 Prozent, in Saudi-Arabien um 84 Prozent und in den Vereinigten Arabischen Emiraten um 115 Prozent. Im Vergleich dazu ging der Bedarf in den OECD-Ländern im selben Zeitraum um circa sieben Prozent zurück. Siehe BP, Statistical Review of World Energy June 2020 (Data Workbook). Mehr als die Hälfte des gesamten Stroms in den Golfstaaten wird durch Ölverbrennung produziert. Die niedrigen, schwer subventionierten Preise für Benzin und Elektrizität animieren zu einem verschwenderischen Verbrauch. Siehe Westphal, Overhaus und Steinberg, „Die US-Schieferrevolution und die arabischen Golfstaaten“, S. 27.

Siehe IEA, World Energy Outlook 2012, S. 26; und IEA, World Energy Outlook 2015 („Executive Summary“), S. 1.

Steinberg, „Saudi-Arabien: Öl für Sicherheit“, S. 54.

Vgl. Werenfels, „Algerien und Libyen“, S. 87.

Die Angaben im gesamten Absatz stammen von Oliver Grimm und Eduard Steiner, „Billiges Öl untergräbt Macht der Autokraten“, in: Die Presse, 18. November 2014, S. 1; und Crooks, „The US Shale Revolution“.

The Economist, „Throwing money at the street“, 12 March 2011, S. 32.

Vgl. ebd., S. 32.

Vgl. Maugeri, The Age of Oil, S. 262.

Ebd., S. 262 f.

Vgl. ebd., S. 263.

Vgl. Oliver Geden und Severin Fischer, Die Energie- und Klimapolitik der Europäischen Union: Bestandsaufnahme und Perspektiven, Denkart Europa – Schriften zur europäischen Politik, Wirtschaft und Kultur: Band 8, Baden-Baden: Nomos 2008, S. 18 und 83.

Qais al-Azzawi, der irakische Botschafter bei der Arabischen Liga, hat im November 2012 die arabischen Staaten dazu aufgerufen, zur Unterstützung des palästinensischen Volkes ein Ölembargo gegen Israel und die USA zu verhängen. Siehe o. A., „Irak droht, ,Ölwaffeʻ gegen Israel und USA einzusetzen“, in: Die Presse, 17. November 2012, S. 7.

M. A. Adelman, „The Real Oil Problem“, in: Regulation, Vol. 27, No. 1, Spring 2004, S. 16–21 (hier 19).

Vgl. Yergin, The Quest, S. 278.

IEA, World Energy Outlook 2007, S. 163 f. (Hervorhebung im Original).

Roland Götz, „Russland: Vom Imperium zur Energiegroßmacht?“, in: Enno Harks und Friedemann Müller (Hrsg.), Petrostaaten: Außenpolitik im Zeichen von Öl, Baden-Baden: Nomos 2007, S. 131–151 (hier 145).

Für die Konzentrationswerte siehe Jones, Globalisation and Interdependence in the International Political Economy, S. 141 f.

Die Extremwerte des Irak Mitte der 1990er Jahre sind auf die Handelssanktionen der Vereinten Nationen als Antwort auf den irakischen Überfall auf Kuwait 1990 zurückzuführen. Dem Land war daraufhin nur eine äußerst begrenzte Ausfuhr von Erdöl durch Schmuggel in diverse Nachbarländer wie Jordanien und die Türkei möglich. Erst Resolution 986 des UN-Sicherheitsrates aus dem Jahre 1995 erlaubte dem Irak die Wiederaufnahme seiner Erdölexporte im Rahmen des Programms „Öl für Lebensmittel“. Ab Dezember 1996, als Saddam Hussein schließlich die Resolution annahm, strömte nach mehrjähriger Pause wieder irakisches Erdöl auf ausländische Märkte. Siehe dazu Maugeri, The Age of Oil, S. 151.

Siehe Salvatore J. Babones und Robin M. Farabee-Siers, „Replication Data for: Indices of Trade Partner Concentration for 183 Countries, 1980–2008“ (Journal of World-Systems Research), Harvard Dataverse, abrufbar unter: https://​dataverse.​harvard.​edu/​dataset.​xhtml?​persistentId=​hdl:​1902.​1/​18566 (25. Juni 2015).

Die Daten stammen von Eurostat, EU-Intrahandel und internationaler Handel nach Mitgliedsstaat und nach SITC Produktgruppen (ext_lt_intratrd), abgerufen: 22. Mai 2021.

Vgl. OPEC, Annual Statistical Bulletin 2014, S. 47. Die größten Exportanteile hatte Europa 2013 beim libyschen Erdöl mit mehr als 90 Prozent sowie bei den algerischen Ölausfuhren mit circa 70 Prozent. Von den nigerianischen Gesamtexporten wurden 44 Prozent nach Europa geliefert, von den irakischen gut 22 Prozent und von jenen Angolas fast 19 Prozent. Saudi-Arabien verkaufte knapp 13 Prozent seines Exportöls nach Europa, der Iran beinahe elf Prozent, Venezuela weniger als fünf Prozent und Kuwait nur rund vier Prozent. Ecuador, die Vereinigten Arabischen Emirate und Katar exportierten nur unwesentliche Mengen oder gar kein Erdöl nach Europa.

Siehe Babones und Farabee-Siers, „Replication Data for: Indices of Trade Partner Concentration for 183 Countries, 1980–2008“.

Die Daten stammen von Eurostat. Siehe European Commission – Directorate General for Trade, Client and Supplier Countries of the EU28 in Merchandise Trade, Trade-G-2, 10/11/2015, abrufbar unter: http://​trade.​ec.​europa.​eu/​doclib/​docs/​2006/​september/​tradoc_​122530.​pdf (22. November 2015). Alle Angaben beziehen sich auf das Jahr 2014 und verstehen sich exklusive dem Intra-EU-Handel.

Angaben gemäß der Weltbank, abrufbar unter: http://​data.​worldbank.​org/​indicator/​TM.​VAL.​FOOD.​ZS.​UN (26. November 2015).

Vgl. Rob Bailey und Robin Willoughby, „Edible Oil: Food Security in the Gulf“, Chatham House Briefing Paper, EER BP 2013/03, November 2013, abrufbar unter: https://​www.​chathamhouse.​org/​sites/​files/​chathamhouse/​public/​Research/​Energy,%20​Environment%20​and%20​Development/​bp1113edibleoil.​pdf (26. November 2015), S. 2.

Matthias Auer und Helmar Dumbs, „Afrikas neue Lehensherren“, in: Die Presse am Sonntag, 22. März 2009, S. 28.

Vgl. Woertz, Oil for Food, S. 19.

Vgl. Bailey und Willoughby, „Edible Oil“, S. 4.

Die Daten stammen von Eurostat, Einfuhren von Rohöl und Mineralölprodukten nach Partnerland (nrg_ti_oil), abgerufen: 22. Mai 2021.

Siehe ebd. Die Angaben beziehen sich auf Rohöl und geben den Anteil der Importe aus Russland an den Gesamteinfuhren im Jahre 2019 wieder.

Europäische Kommission, Strategie für eine sichere europäische Energieversorgung, Mitteilung der Kommission an das Europäische Parlament und den Rat, COM(2014) 330 final, Brüssel, 28.05.2014, abrufbar unter: http://​eur-lex.​europa.​eu/​legal-content/​DE/​TXT/​PDF/​?​uri=​CELEX:​52014DC0330&​from=​EN (27. November 2015), S. 12.

Die Erlöse aus der Erdöl- und Erdgasausfuhr beliefen sich 2013 auf 68 Prozent der gesamten Exporteinnahmen Russlands. Siehe US Energy Information Administration (EIA), „Oil and natural gas sales accounted for 68 % of Russia’s total export revenues in 2013“, 23 July 2014, abrufbar unter: https://​www.​eia.​gov/​todayinenergy/​detail.​cfm?​id=​17231# (21. November 2015).

Vgl. Götz, „Russland: Vom Imperium zur Energiegroßmacht?“, S. 137.

Vgl. ebd., S. 144.

Die Daten über die russischen Erdgasausfuhren 2019 stammen aus BP, Statistical Review of World Energy June 2020 (Data Workbook). Die restlichen 15 Prozent wurden als LNG exportiert.

Gerhard Mangott, Der russische Phönix: Das Erbe aus der Asche, Wien: Kremayr & Scheriau 2009, S. 174.

Erich Reiter, „Das geopolitische Spiel des Wladimir Putin“, in: Die Presse, 26. März 2014, S. 26.

Vgl. Mangott, Der russische Phönix, S. 189; und Smart, „Energy and the Power of Nations“, S. 367.

Yergin, The Quest, S. 23.

Vgl. Smart, „Energy and the Power of Nations“, S. 367.

Vgl. Goldman, „The Soviet Union as a World Oil Power“, S. 100.

Für die politisch motivierten Lieferunterbrechungen Moskaus siehe ebd., S. 100; und Maull, Energy, Minerals, and Western Security, S. 159.

Vgl. Mangott, Der russische Phönix, S. 189.

Sascha Müller-Kraenner, Energiesicherheit: Die neue Vermessung der Welt, München: Kunstmann 2007, S. 87.

Siehe Eurostat, Abhängigkeit von Energieimporten (nrg_ind_id), abgerufen: 22. Mai 2021. Die Nettoimportabhängigkeit ergibt sich aus den gesamten Nettoeinfuhren (Importe abzüglich Exporte) von Rohöl und raffinierten Produkten dividiert durch den Gesamtverbrauch. Bei Lagerbildung kann der Abhängigkeitsgrad mehr als hundert Prozent betragen.

Vgl. Geden und Fischer, Die Energie- und Klimapolitik der Europäischen Union, S. 68.

Kristina Kurze, Europas fragile Energiesicherheit: Versorgungskrisen und ihre Bedeutung für die europäische Energiepolitik, Forschungsberichte internationale Politik: Band 37, Münster: Lit 2009, S. 17.

Vgl. ebd., S. 9 und 11.

Vgl. Tomas Maltby, „European Union energy policy integration: A case of European Commission policy entrepreneurship and increasing supranationalism“, in: Energy Policy, Vol. 55, April 2013, S. 435–444 (hier 438).

Europäische Kommission, Strategie für eine sichere europäische Energieversorgung, S. 2.

Siehe Artikel 3 (1) der Richtlinie 2009/119/EG des Rates vom 14. September 2009 zur Verpflichtung der Mitgliedstaaten, Mindestvorräte an Erdöl und/oder Erdölerzeugnissen zu halten.

Vgl. Geden und Fischer, Die Energie- und Klimapolitik der Europäischen Union, S. 80.

Müller-Kraenner, Energiesicherheit, S. 125.

Europäische Kommission, Strategie für eine sichere europäische Energieversorgung, S. 3.

Siehe die Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur.