Die großen Ölkonzerne haben ein neues Geschäftsmodell perfektioniert: Weniger investieren, mehr produzieren und den Löwenanteil der Gewinne an die Aktionäre ausschütten.
ExxonMobil, Chevron, BP, Shell und TotalEnergies haben in den vergangenen fünf Jahren zusammen jährlich über 100 Milliarden Dollar in Dividenden und Aktienrückkäufe gesteckt – fast 80 Prozent ihrer Gewinne. Gleichzeitig sinken die Investitionen dramatisch, während die Fördermengen auf Rekordhöhen klettern, berichtet das Fachmedium OilPrice.
Eine aktuelle EY-Studie zeigt das Ausmaß: Die Kapitalausgaben (Capex) der 30 größten börsennotierten US-Explorations- und Produktionsunternehmen fielen 2025 um 49 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Die Ausgaben für Exploration sanken um 11 Prozent auf nur noch 4,8 Milliarden Dollar – ein magerer Anteil von 3 Prozent der Gesamtinvestitionen. Übernahmen brachen um 70 Prozent ein. Dennoch erreichte die Ölproduktion der Gruppe ein Allzeithoch, die Umsätze stiegen um 7 Prozent.
Effizienz statt Expansion
Der Trick liegt in technologischen Fortschritten und einem strategischen Kurswechsel. Längere Horizontalbohrungen von bis zu fünf Kilometern Länge, simultane Fertigstellung mehrerer Bohrlöcher, KI-gestützte Seismik und Predictive Analytics ermöglichen es, mit deutlich weniger Aufwand mehr Öl und Gas zu fördern. Statt teurer, langwieriger Offshore- oder Mega-Projekte setzen die Konzerne auf kurzzyklische, hochrentable Assets – vor allem im US-Schieferöl. Ein bereits gebohrtes, aber noch nicht fertiggestelltes Bohrloch (DUC) kostet 5–6 Millionen Dollar zur Fertigstellung, ein komplett neues Bohrloch dagegen 8–10 Millionen.
Doch diese Strategie hat einen Preis: Die Reserven-Ersatzrate fiel erstmals seit fünf Jahren unter 100 Prozent. Die Zusätze aus Entdeckungen und Erweiterungen sanken um 11 Prozent und reichten nicht mehr aus, um die geförderten Mengen zu ersetzen. Die DUC-Bestände sind auf den niedrigsten Stand seit Beginn der Erfassung 2013 gesunken. Die Flexibilität, bei plötzlichen Angebotskrisen oder Preissprüngen schnell hochzufahren, schwindet.
Naturgas als Ausnahme und die Grenzen des Modells
Während beim Öl die Reserven durch die geänderten Verfahren schrumpfen, sieht es beim Erdgas anders aus: Die Reserven stiegen um 14 Prozent, Entdeckungen um 21 Prozent. Die Konzerne positionieren sich hier bewusst für die steigende Nachfrage durch KI-Rechenzentren, Industrie und Energieversorgung.
Die Grenzen des „weniger investieren, mehr fördern“-Modells sind jedoch absehbar. Einige Projekte – etwa Exxons Tiefwasserfelder in Guyana – erfordern hohe Anfangsinvestitionen, laufen danach aber mit geringerem Kapitalbedarf weiter. Auf Dauer lässt sich die Produktion nicht unbegrenzt durch Effizienzsteigerungen und den Abbau vorhandener Bestände steigern. Die US-Produktion erreicht zwar 2026 voraussichtlich einen neuen Rekord von durchschnittlich 13,8 Millionen Barrel pro Tag (EIA), doch das Wachstum verlangsamt sich spürbar.
Was das für die Zukunft bedeutet
Das aktuelle Modell maximiert kurzfristige Aktionärsrenditen auf Kosten der langfristigen Versorgungssicherheit. In einer Welt mit geopolitischen Krisen (Hormuz, Naher Osten) und anhaltender Nachfrage erweist sich diese Strategie als riskant. Die Konzerne haben gelernt, mit weniger Geld mehr zu fördern – doch irgendwann sind die Effizienzgewinne ausgeschöpft und die vorhandenen Bohrlöcher abgearbeitet. Dann könnte die Rechnung für die Versorgungssicherheit und die Verbraucher teuer werden.
Die Zahlen aus der EY-Studie und den Berichten der großen Konzerne sprechen eine klare Sprache: Big Oil hat die Prioritäten verschoben – weg von langfristiger Kapazitätserweiterung, hin zu maximaler Ausschüttung. Ob das nachhaltig ist, wird die nächste Angebotskrise zeigen.
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1 Kommentar
@“Weniger investieren, mehr produzieren und den Löwenanteil der Gewinne an die Aktionäre ausschütten.“
Ich rate mal – da die in Venezuela in eroberte Ölfelder ganz besonders viel investieren müssten, werden die es nicht mal versuchen?
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