Quelltext der Seite Athabasca-Ölsande

[[Datei:Athabasca oil sand mining map 2011.jpg|mini|hochkant=2|Links: Karte der Provinz [[Alberta]] mit den drei Ölsandlagerstätten Athabasca, Cold Lake und Peace River. Rechts: Satellitenaufnahme des Ölsand-Tagebau-Reviers nördlich von Fort McMurray aus dem Jahr 2011 (eingekästelt in der linken Karte).]]
Die '''Athabasca-Ölsande''' sind eine [[Ölsand]]&shy;lagerstätte im Bezirk [[Wood Buffalo]] in der [[Alberta|Provinz Alberta]] im Westen [[Kanada]]s. Namensgeber ist der [[Athabasca River]], größte Stadt der Region ist [[Fort McMurray]]. Die Lagerstätte Athabasca ist die mit Abstand größte der drei Ölsandlagerstätten in Alberta.

== Allgemeines ==
[[Datei:Oilsand Drill Cores.jpg|mini|„Athabasca-Ölsand“: Mit Bitumen imprägnierter Sandstein der McMurray-Formation aus dem Athabasca-Ölsandrevier in einem [[Bohrkern]]-Längsschnitt]]
Der [[Ölsand]] in Alberta ist ein Gemisch aus durchschnittlich 83 % [[Sand]], 10 % [[Asphalt (Geologie)|Bitumen]], 4 % Wasser und 3 % [[Ton (Bodenart)|Ton]].<ref name="Facts on Oil Sands">''Facts about Alberta’s oil sands and its industry.'' Oil Sands Discovery Centre, Fort McMurray, Kanada, 2009 ([https://open.alberta.ca/dataset/d5a7fec7-6e37-431c-9f33-eb98510c65e4/resource/eb20740d-d1bc-4e60-b441-99f6c84998d8/download/2016-oil-sands-discovery-centre-osdc-facts-about-albertas-oil-sands-and-its-industry.pdf PDF] 500&nbsp;kB)</ref> Der Sand besteht zu 92 % aus [[Quarz]]&shy;körnern, die restlichen 8 % sind Körner aus anderen Mineralen wie [[Glimmer]], [[Pyrit]], [[Rutil]], [[Zirkon]] und [[Turmalin]]. Athabasca-Ölsand wird allgemein als „hydrophil“ bezeichnet, wobei diese Charakterisierung in zweifacher Hinsicht problematisch ist (siehe [[Ölsand#„Hydrophilie“ von Ölsanden|„Hydrophilie“ von Ölsanden]]).

Oft werden Ölsande allgemein im Deutschen auch als „Teersande“ bezeichnet, eine wortwörtliche Übersetzung des englischen Wortes „{{lang|en|tar sand}}“. Das im Ölsand enthaltene Bitumen ist ein in der Natur vorkommendes, an flüchtigen („leichten“) Bestandteilen stark abgereichertes (degradiertes) und daher sehr zähes oder sogar festes [[Erdöl]]. Zähflüssiges Bitumen wird in der Erdölgeologie des englischen Sprachraumes tatsächlich auch „{{lang|en|tar}}“ genannt.<ref>Walter L. Pohl: ''Economic Geology: Principles and Practice.'' Wiley-Blackwell, 2011, ISBN 978-1-4443-3662-7, S.&nbsp;530&nbsp;f.</ref> Im Deutschen ist „[[Teer]]“ hingegen die Bezeichnung für ein Produkt der [[Destillation]] von organischem Material. Die Bezeichnung „Teersand“ ist daher eher zu vermeiden, wenn eigentlich Ölsand gemeint ist. [[Schweröl (Geologie)|''Schweröl'' in erdölgeologischem Sinne]] ist ebenfalls abgereichertes Erdöl, jedoch weniger stark degradiert als Bitumen und daher auch nicht so hochviskos.

Der Bitumenanteil in den Sanden beträgt zwischen 1 % und 18 %. Abbau von Ölsand mit einem Bitumengehalt von unter 6 % wird zurzeit als unrentabel betrachtet. Im Durchschnitt benötigt man 2 Tonnen Ölsand, um ein [[Barrel]] (159 Liter) synthetisches Rohöl herzustellen.

Im Untergrund der Provinz Alberta lagern etwa 1,8&nbsp;Billionen [[Barrel]] Bitumen, von denen rund 169&nbsp;Milliarden Barrel als förderbar gelten (Stand 2013).<ref name="DNRC2013b">''Oil Sands - A Strategic Resource for Canada, North America and the Global Market.'' Natural Resources Canada, 2013 ([https://www.nrcan.gc.ca/sites/www.nrcan.gc.ca/files/energy/pdf/eneene/pubpub/pdf/OS-brochure-eng.pdf PDF] 3,1&nbsp;MB)</ref> Das Verbreitungsgebiet dieser „Alberta-Ölsande“ umfasst eine Fläche von etwa 140.000 km² und besteht neben Athabasca noch aus den zwei kleineren Ölsandlagerstätten Cold Lake und Peace River.<ref name="aoiupdateSUM2013">''Alberta Oil Sands Industry Quarterly Update, Summer 2013.'' Alberta Government, 2013 ([https://albertacanada.com/files/albertacanada/aosid_quarterly_update_summer2013.pdf PDF] 5,2&nbsp;MB)</ref> Dazu kommen geschätzte 5,5 Milliarden Tonnen Schweröl, die südöstlich des Athabasca-Reviers, bei Lloydminster in der Grenzregion zu [[Saskatchewan]] lagern.<ref>Caineng Zou: ''Unconventional Petroleum Geology.'' Elsevier, Amsterdam u.&nbsp;a. 2012, ISBN 978-0-12-397162-3, S.&nbsp;328</ref> Außerdem verfügt Alberta zusätzlich über potenziell abbaubare Reserven von maximal 20 Milliarden Barrel konventionellem Erdöl (Stand 2013).<ref>{{Webarchiv|url=http://www.energy.alberta.ca/Oil/763.asp |wayback=20150528142046 |text=''Conventional Oil Statistics.''}} Alberta Energy, abgerufen am 23. Mai 2015</ref> Im Jahr 2012 wurden im Schnitt täglich rund 1,9 Millionen Barrel Rohbitumen aus den Ölsanden gewonnen. Davon wurden 556.000 Barrel zu synthetischem Rohöl aufbereitet.<ref name="aoiupdateSUM2013" /> Im Jahr 2006 entfielen 42 Prozent der kanadischen Ölförderung auf synthetisches Rohöl aus Ölsand. In Alberta machte die Ölsandförderung 62 Prozent der gesamten Rohöl-, Schweröl- und Rohbitumenproduktion in der Provinz aus. Bis 2016 rechnete man mit einer Steigerung auf 86 Prozent.<ref name="osgen">''Alberta’s Oil Sands 2006.'' Alberta Department of Energy, 2007 ({{Webarchiv |url=http://www.energy.gov.ab.ca/OilSands/pdfs/osgenbrf.pdf |text=PDF |wayback=20080227201038}} 73&nbsp;kB)</ref>

== Geologie ==
[[Datei:McMurray Fm 2017.jpg|mini|[[Aufschluss (Geologie)|Großaufschluss]] der McMurray-Formation (dunkelgrau) und der unterlagernden Waterways-Formation (gelblich)]]
Die Athabasca-Ölsande lagern im ''{{lang|en|Western Canada Sedimentary Basin}}''. Die in abbauwürdiger Menge mit Bitumen imprägnierten Sande sind Teil der geologisch jüngeren Füllung dieses Beckens (Rocky-Mountains-Vorland-Phase). Sie sind [[Unterkreide|unterkretazischen]] Alters ([[Barremium|{{lang|fr|Barrême}}]]–[[Aptium|Apt]])<ref name="hein">Frances J. Hein, C. Willem Langenberg, Campbell Kidston, Habtemicael Berhane, Tim Berezniuk: ''A Comprehensive Field Guide for Facies Characterization of the Athabasca Oil Sands, Northeast Alberta.'' EUB Special Report Nr.&nbsp;13, Alberta Energy and Utilities Board, Alberta Geological Survey, Edmonton 2001, S.&nbsp;3–16 ([https://ags.aer.ca/publications/SPE_013.html online])</ref> und gehören zur {{lang|en|McMurray}}-Formation. Diese Formation besteht im tieferen Teil aus [[Sandstein|Quarzsand]]- (92 % [[Siliciumdioxid|SiO<sub>2</sub>]]-Anteil) und [[Siltstein]]en („{{lang|en|Lower McMurray}}“) und im höheren Teil aus Sandsteinen mit zwischengeschalteten Silt- und [[Tonstein|Ton]]-Lagen („{{lang|en|Upper McMurray}}“). Sie liegt [[Diskordanz|diskordant]] auf [[Devon (Geologie)|devonischen]] [[Karbonatgestein]]en ({{lang|en|Waterways}}-Formation). Die {{lang|en|McMurray}}-Formation [[Ausbiss (Geologie)|beißt]] im Tal des Athabasca River aus und wird nach Osten und Westen von bis zu 800&nbsp;m jüngeren [[Sedimentgestein|Sedimenten]] ({{lang|en|Clearwater}}-Formation, [[Albium|Alb]]; [[Quartär (Geologie)|quartäre]] Lockersedimente) überdeckt.<ref name="haug2013">K. Haug, P. Greene, S. Mei, C. Schneider: ''Geological and geomechanical characterization of in situ oil sands caprock in the Athabasca Oil Sands Area, Alberta, Canada.'' American Rock Mechanics Association symposium, San Francisco, California, United States, June 24–26, 2013</ref> Ölsande treten sowohl im unteren als auch im oberen Teil der Formation auf.<ref name="hein" /> Die Ablagerungen der {{lang|en|McMurray}}-Formation werden als [[fluvial]]e ({{lang|en|Lower McMurray}}) sowie als [[deltaisch]]e und [[neritisch]]e ({{lang|en|Upper McMurray}}) Sedimente interpretiert.

Die Ölsandlagerstätten entstanden vermutlich im Zuge der Auffaltung der Rocky Mountains. Durch den von der Gebirgsbildung auf das Vorland ausgeübten Druck drängte relativ geringviskoses Erdöl aus den primären Speichergesteinen in den devonischen Karbonaten der {{lang|en|Waterways}}-Formation in die darüberliegenden [[Zement (Geologie)|unzementierten]] kretazischen Sandsteine. Dort wurde das Öl durch die relative Nähe zur Erdoberfläche infolge des Verlustes der leicht flüchtigen Bestandteile, u.&nbsp;a. infolge der Tätigkeit von Mikroorganismen ([[Biodegradation]]), schließlich in zähes Bitumen umgewandelt.

== Abbau und Aufbereitung ==
{{Doppeltes Bild|rechts|Athabasca oil sands.jpg|227|Syncrude mildred lake plant.jpg|200|Links: Satellitenaufnahme des nördlichen Teils der „Millennium Mine“ der [[Suncor Energy]] und angeschlossene Infrastruktur. Der große Fluss in der linken Bildhälfte ist der Athabasca River.<br /> Rechts: Teil des Tagebaus sowie Schwefelhalden und Absetzbecken („Syncrude tailings pond“) der Aufbe&shy;reitungs&shy;anlage „Mildred Lake“ von [[Syncrude]].}}

In den Gegenden, wo die Ölsande oberflächennah bzw. unter einem [[Deckgebirge]] mit höchstens 75 Meter<ref name="Facts on Oil Sands" /> Mächtigkeit [[Anstehendes Gestein|anstehen]], können sie profitabel im [[Tagebau]], u.&nbsp;a. unter Einsatz von großen [[Bagger#Eingefäßbagger|Hochlöffel-Seilbaggern]] und Großmuldenkippern wie dem [[Liebherr T282]], gefördert werden (aber vgl. [[#Rentabilität und Auswirkungen der Weltwirtschaftskrise|Rentabilität und Auswirkungen der Weltwirtschaftskrise]]). Dies betrifft potenziell 20 % der Athabasca-Lagerstätte. De facto können Tagebaue jedoch nur auf einer Fläche von insgesamt 4800 Quadratkilometern links und rechts des [[Athabasca River]] nördlich von [[Fort McMurray]] angelegt werden, und bis zum 31. Dezember 2012 nahmen die Tagebaue dort tatsächlich nur eine Fläche von 767 km² ein.<ref>{{Webarchiv |url=http://www.oilsands.alberta.ca/reclamation.html |text=Alberta’s ''Clean Energy Future: Reclamation.'' |wayback=20140925201424}} Government of Alberta, abgerufen am 7. Oktober 2014</ref> Der im Tagebau abgebaute Ölsand wird nachfolgend zur Trennung des Bitumens von den mineralischen Bestandteilen behandelt und das so gewonnene Rohbitumen wird teilweise zu synthetischem Rohöl aufbereitet (siehe [[Ölsand#Aufbereitung|Ölsand-Aufbereitung]]).

Bei höherer Deckgebirgsmächtigkeit (60 Meter und mehr) werden sogenannte [[Ölsand#In-situ-Verfahren|In-situ-Verfahren]] angewendet. Dabei wird das Bitumen über [[Bohrung (Geologie)|Bohrungen]] mittels Hitze oder Lösungsmitteln direkt im Untergrund mobilisiert und abgepumpt. Im Athabasca-Ölsandrevier wird zurzeit (2015) faktisch ausschließlich die sogenannte {{lang|en|Steam Assisted Gravity Drainage}} (SAGD) angewendet,<ref name="aoiupdateSPR2015">''Alberta Oil Sands Industry Quarterly Update, Spring 2015.'' Alberta Government, 2015 ([https://open.alberta.ca/dataset/b70a79b3-387f-475a-be38-6fe4cd5bb007/resource/5fd600ff-ce99-41e3-8235-8eb6bcbe414d/download/2614198-2015-sring-aosid-quarterlyupdate.pdf PDF] 5,0&nbsp;MB), S.&nbsp;10&nbsp;ff.</ref> bei der heißer [[Wasserdampf]] in die Lagerstätte eingepresst wird. Im Jahr 2012 war der Anteil des In-situ-geförderten Bitumens in Alberta erstmals größer als der Anteil des Bitumens aus im Tagebau gefördertem Ölsand.<ref name="aoiupdateSUM2013" /><!--Die Quelle spricht hier leider sehr unpräzise nur von der "oil sands production", jedoch muss angesichts dessen, dass bei der In-situ-Förderung nur Bitumen gefördert wird, davon ausgegangen werden, das hier die gewonnenen Bitumenmengen verglichen werden--> Allerdings ist die risikoarme In-Situ-Förderung nicht im gesamten Athabasca-Revier möglich, sondern nur dort, wo die McMurray-Formation von der Clearwater-Formation mit ihrem basalen Tonstein (Lower Clearwater Shale) überlagert wird, da nur dieser ein ausreichend dichtes und stabiles Deckgestein abgibt.<ref name="haug2013" /> Aber selbst dort können unter bestimmten Umständen eingepresste Fluide (speziell Wasserdampf) zur Geländeoberfläche entweichen und potenziell Schäden an Mensch und Material verursachen. Ein solcher „[[Blowout (Tiefbohrtechnik)|Blowout]]“ ereignete sich am 18. Mai 2006 auf dem Gebiet des Joslyn-Creek-Projektes der Firma [[TotalEnergies|Total]]. Dabei wurden Gesteinsbrocken bis zu 1 Meter Durchmesser ausgeworfen und ein Teil des ausgeworfenen Materials ging noch in bis zu 250 Metern Entfernung von der Blowout-Stelle nieder.<ref>E. Visser, P. Bergey, J. Clark: ''Geological Insights in the Joslyn May 18th 2006 Steam Release.'' TEPC/GSR 2007.005, Total E&P Canada, Calgary 2007 ([https://www.aer.ca/documents/reports/Total_Canada_Report_JoslynSteamRelease_2010-02.pdf PDF] 90&nbsp;MB, umfassendes Dossier mit weiteren Untersuchungsberichten zu diesem Ereignis), S.&nbsp;6 (S.&nbsp;113 im PDF)</ref>

Als eine der größten von Menschenhand geschaffenen Strukturen gilt der „Syncrude Tailings Dam“, der das [[Absetzbecken (Bergbau)|Absetzbecken]] der Ölsand-Aufbereitungsanlage „Mildred Lake“ („[[Syncrude tailings pond]]“) einfasst. Zur Aufschüttung des Dammes wurden und werden [[Abraum (Bergbau)|Abraum]] aus den angrenzenden Tagebauen und/oder die grobkörnigeren Rückstände aus der Bitumenaufbereitung verwendet.

== Beteiligte Unternehmen ==
Folgende Unternehmen sind mit folgenden Projekten an der Ölsandförderung und -aufbereitung beteiligt (Stand 2015<ref name="aoiupdateSPR2015" />, kleingedruckte Projekte sind über die Planungsphase noch nicht hinausgekommen):
{|
| width="50%" valign="top" |
* Athabasca Oil
** Hangingstone (In-situ-Förderung, im Bau, geplante Inbetriebnahme&nbsp;2015)
** <small>Birch (In-situ-Förderung)</small>
** <small>Dover West Carbonates („Leduc“; In-situ-Vorführanlage, geplante Inbetriebnahme&nbsp;2016)</small>
** <small>Dover West Sands & Clastics (In-situ-Förderung)</small>

* Black Pearl Resources
** Blackrod (In-situ-Pilotanlage)

* [[BP]]
** <small>Terre de Grace (In-situ-Pilotanlage)</small>

* Brion Energy
** MacKay River (In-situ-Förderung, im Bau, voraussichtliche Inbetriebnahme&nbsp;2015)
** <small>Dover (experimentelle In-situ-Pilotanlage, geplante Inbetriebnahme&nbsp;2017)</small>

* [[Canadian Natural Resources]]
** Horizon (Tagebau)
** Kirby (In-situ-Förderung)
** <small>Birch Mountain (In-situ-Förderung, geplante Inbetriebnahme&nbsp;2019)</small>
** <small>Gregoire Lake (In-situ-Förderung)</small>
** <small>Grouse (In-situ-Förderung, geplante Inbetriebnahme&nbsp;2020)</small>

* Cavalier Energy
** <small>Hoole (In-situ-Förderung, geplante Inbetriebnahme&nbsp;2017)</small>

* [[Cenovus Energy]]
** Christina Lake (In-situ-Förderung)
** Foster Creek (In-situ-Förderung)
** Grand Rapids („Pelican Lake“; In-situ-Förderung)
** Narrows Lake (In-situ-Förderung, im Bau)
** <small>East McMurray (In-situ-Förderung)</small>
** <small>Steepbank (In-situ-Förderung)</small>
** <small>Telephone Lake („Borealis“, In-situ-Förderung)</small>
** <small>West Kirby (In-situ-Förderung)</small>
** <small>Winefred Lake (In-situ-Förderung)</small>

* [[China National Offshore Oil]] (CNOOC)
** Long Lake Project (In-situ-Förderung)

* Connacher Oil and Gas
** Great Divide Oil Sands Project (In-situ-Förderung)

* [[ConocoPhillips]] Canada + Total E&P Canada
** Surmont Plant (In-situ-Förderung)

* Devon Canada
** Jackfish (In-situ-Förderung)

* Grizzly Oil Sands
** Algar Lake (In-situ-Förderung)
** <small>May River (In-situ-Förderung, geplante Inbetriebnahme&nbsp;2016; beinhaltet die [[Ölsand#In-situ-Verfahren|THAI]]-Versuchsanlage „Whitesands“, deren Betrieb 2011 eingestellt wurde<ref>''May River Regulatory Application – Section 1: Project Introduction.'' Grizzly Oil Sands ULC, Calgary 2013 ([http://www.grizzlyoilsands.com/upload/media_element/62/01/section-1---project-introduction.pdf PDF] 2,8&nbsp;MB)</ref>)</small>

* Husky Energy
** <small>Saleski (In-situ-Pilotanlage, geplante Inbetriebnahme&nbsp;2017)</small>

* Husky Energy + BP
** Sunrise Thermal Project (In-situ-Förderung)

* [[Imperial Oil]]
** <small>Aspen (In-situ-Förderung, geplante Inbetriebnahme&nbsp;2020)</small>

* Imperial Oil + [[ExxonMobil]] Canada
** Kearl (Tagebau)

* Harvest Operations
** Black Gold (In-situ-Förderung)

* Ivanhoe Energy
** <small>Tamarack (In-situ-Förderung)</small>

* Japan Canada Oil Sands (JACOS) + CNOOC
** Hangingstone Project (In-situ-Pilotanlage, im Ausbau)

* Koch Exploration Canada
** <small>Dunkirk (In-situ-Förderung, geplante Inbetriebnahme&nbsp;2017)</small>
** <small>Muskwa (In-situ-Pilotanlage)</small>

* Laricina Energy
** Saleski (In-situ-Förderung)
** <small>Germain (In-situ-Förderung)</small>

| width="50%" valign="top" |
* [[Marathon Oil]]
** <small>Birchwood (In-situ-Vorführanlage, geplante Inbetriebnahme&nbsp;2017)</small>

* MEG Energy + CNOOC
** Christina Lake Regional Project (In-situ-Förderung)
** <small>Surmont (In-situ-Förderung)</small>

* Oak Point Energy
** <small>Lewis (In-situ-Förderung)</small>

* Osum Oil Sands
** <small>Sepiko Kesik (In-situ-Förderung, geplante Inbetriebnahme&nbsp;2018)</small>

* PTT Exploration and Production
** <small>Mariana – Hangingstone (In-situ-Förderung)</small>
** <small>Mariana – South Leismer (In-situ-Förderung)</small>
** <small>Mariana – Thornbury (In-situ-Förderung)</small>

* Prosper Petroleum
** <small>Rigel (In-situ-Förderung, geplante Inbetriebnahme&nbsp;2017)</small>

* Renergy Petroleum (Canada)
** <small>Muskwa (In-Situ-Pilotanlage)</small>

* SilverWillow Energy
** <small>Audet (In-situ-Förderung, geplante Inbetriebnahme&nbsp;2018)</small>

* Southern Pacific Resource (seit Januar 2015 unter Gläubigerschutz)<ref>''Southern Pacific files for creditor protection under the CCAA.'' Pressemitteilung der Southern Pacific Ressource Corp. vom 21. Januar 2015 ({{Webarchiv |url=http://www.shpacific.com/en/news/STP-2015-01-21.pdf |text=PDF |wayback=20150221155159}} 304&nbsp;kB)</ref>
** STP-McKay (In-situ-Förderung, wird voraussichtlich zum 31. Juli 2015 für bis zu drei Jahre stillgelegt)<ref>Dan Healing: [https://calgaryherald.com/business/energy/southern-pacific-to-hibernate-stp-mckay-oilsands-project ''Southern Pacific to 'hibernate' STP-McKay oilsands project.''] Calgary Herald, 14. Mai 2015</ref>

* [[Shell Canada]] + [[Chevron Corporation|Chevron]] + Marathon Oil („Shell Albian Sands“)
** Muskeg River Mine (Tagebau)
** Jackpine Mine (Tagebau)

* [[Statoil]]
** Leismer (In-Situ-Förderung)
** <small>Corner (In-Situ-Förderung)</small>

* [[Suncor Energy]]
** Steepbank North Mine (Tagebau)
** Millennium Mine (Tagebau)
** <small>Voyageur South Mine (Tagebau, geplante Inbetriebnahme&nbsp;2023)</small>
** Dover (In-situ-Vorführanlage)
** Firebag Project (In-situ-Förderung)
** MacKay River (In-situ-Förderung)
** <small>Chard (In-situ-Förderung)</small>
** <small>Lewis (In-situ-Förderung)</small>
** <small>Meadow Creek (In-situ-Förderung, geplante Inbetriebnahme&nbsp;2020)</small>

* Suncor + [[TotalEnergies|Total]] E&P Canada + [[Teck Resources]]
** Fort Hills (Tagebau, in Errichtung, voraussichtliche Inbetriebnahme&nbsp;2017)

* Sunshine Oilsands
** West Ells (In-situ-Förderung, im Bau, geplante Inbetriebnahme&nbsp;2015)
** <small>Legend Lake (In-situ-Förderung)</small>
** <small>Thickwood (In-situ-Förderung)</small>

* Surmont Energy
** <small>Wildwood (In-situ-Förderung)</small>

* [[Syncrude|Syncrude Canada]]
** Base Mine („Mildred Lake“; Tagebau)
** Aurora Mine (Tagebau)

* Teck Resources
** <small>Frontier (Tagebau, geplante Inbetriebnahme&nbsp;2021)</small>

* Total E&P Canada
** Joslyn Creek [[Ölsand#In-situ-Verfahren|SAGD]] Project (In-situ-Förderung)

* Total E&P Canada + [[Sinopec]]
** Northern Lights (Tagebau, für 2015 geplante Inbetriebnahme verschoben)

* Total E&P Canada + Suncor + [[Occidental Petroleum]] + [[INPEX]]
** <small>Joslyn North Mine (Tagebau)</small>

* Value Creation
** <small>Advanced Tristar (In-situ-Förderung, geplante Inbetriebnahme&nbsp;2016)</small>
** <small>Tristar (In-situ-Förderung)</small>
|}

== Engagement deutscher Forschungseinrichtungen ==
Anfang 2012 wurde eine Kooperation der [[University of Alberta|Universität von Alberta]] mit der deutschen [[Helmholtz-Gemeinschaft Deutscher Forschungszentren|Helmholtz-Gemeinschaft]] namens ''Helmholtz-Alberta-Initiative'' installiert. Als Forschungsaufgaben genannt wurden unter anderem die Verbesserung der [[CO2-Bilanz|CO<sub>2</sub>-Bilanz]] der Ölsandförderung durch Prüfung der Möglichkeiten hinsichtlich des Einsatzes von [[Geothermie]] bei der [[Ölsand#Aufbereitung|Ölsand-Aufbereitung]] und hinsichtlich der [[CO2-Abscheidung und -Speicherung|Abtrennung und Versenkung von CO<sub>2</sub> im Untergrund]] sowie die Entwicklung von Konzepten zur [[Renaturierung]] stillgelegter Tagebaue. Dafür standen umgerechnet rund 25 Mio.<!-- kanadische? --> Dollar aus deutschen Steuermitteln zur Verfügung.<ref>Silke Hasselmann: [https://www.deutschlandfunk.de/deutsche-hilfe-fuer-umstrittenen-oelsandabbau-in-kanada.697.de.html?dram:article_id=78999 ''Deutsche Hilfe für umstrittenen Ölsandabbau in Kanada.''] Deutschlandfunk, 2. März 2012</ref> Aufgrund der öffentlichen Kritik an der Kooperation, vor allem nach dem Ausstieg Kanadas aus dem [[Kyoto-Protokoll]], wurden 2013 alle Forschungsprojekte, die sich direkt oder indirekt mit der Ölsandförderung befassten, eingestellt. Weiterverfolgt werden Projekte im Zusammenhang mit der allgemeinen Verringerung von CO<sub>2</sub>-Emissionen.<ref>Ralf Nestler: [https://www.tagesspiegel.de/wissen/helmholtz-alberta-initiative-raus-aus-dem-oelsand/7960668.html ''Raus aus dem Ölsand.''] Tagesspiegel, 21. März 2013</ref><ref>{{Webarchiv|url=http://www.gfz-potsdam.de/forschung/uebergreifendes/helmholtz-alberta-initiative |wayback=20150528142608 |text=''Helmholtz-Alberta Initiative.''}} GFZ/Helmholtz-Zentrum Potsdam, abgerufen am 26. Mai 2015</ref>

== Export und Transportwege ==
[[Datei:Truck Hauling 36-inch Pipe To Build Keystone XL Pipeline.jpg|mini|hochkant=1.5|Ein LKW mit Rohren auf dem Weg zur Baustelle des Südastes der Keystone-Pipeline nahe Peabody in Kansas (2010)]]
Die USA, eine der größten Wirtschaftsmächte der Welt, sind in hohem Maße von Erdöl abhängig und das Hauptabnehmerland kanadischen Erdöls. Im [[Nordamerikanisches Freihandelsabkommen|Nordamerikanischen Freihandelsabkommen]] (NAFTA) ist sogar festgeschrieben, dass der hohe Anteil (etwa zwei Drittel), den die Exporte in die USA an der gesamten kanadischen Ölproduktion ausmachen, nicht durch staatliche Maßnahmen von kanadischer Seite verringert werden darf.<ref>Gordon Laxer, John Dillon: ''Over a barrel: exiting from NAFTA’s proportionality clause.'' Parkland Institute/CCPA, Edmonton 2008 ({{Webarchiv |url=http://www.iatp.org/files/451_2_104916.pdf |text=PDF |wayback=20150924032436}} 1,0&nbsp;MB)</ref> Damit sichern sich die USA eine gewisse Unabhängigkeit von Erdöl aus politisch potenziell oder real instabilen Erdölförderländern,<ref name="ENS">{{Webarchiv |url=http://www.ens-newswire.com/ens/aug2009/2009-08-21-091.asp |text=''U.S. State Department OKs Pipeline From Canada’s Oil Sands.'' |wayback=20090826164624}} Environment News Service, 21. August 2009</ref> beispielsweise im [[Naher Osten|Nahen Osten]] oder dem [[Maghreb]]. Auch das aus den Athabasca-Ölsanden gewonnene Rohbitumen und Rohöl wird in die USA exportiert. Transportiert wird es unter anderem mit der Eisenbahn. Ein sehr großer Teil gelangt jedoch über [[Pipeline]]s in die USA (das Bitumen wird dafür verdünnt, vgl. [[Ölsand#„Upgrading“|„Synbit“ und „Dilbit“]]). Eine dieser Pipelines ist [[Alberta Clipper]], die von [[Hardisty (Alberta)|Hardisty]] im Südwesten Albertas über Saskatchewan, [[Manitoba]] und [[North Dakota]] nach [[Superior (Wisconsin)]] am [[Michigansee]] führt und 2010 fertiggestellt wurde.<ref>[https://www.mprnews.org/story/2010/03/20/alberta-clipper ''Alberta Clipper pipeline ready to move oil.''] Minnesota Public Radio News, 20. März 2010</ref><ref name="hct.com">[https://www.hydrocarbons-technology.com/projects/alberta-clipper/ ''Alberta Clipper Pipeline Project, Canada.''] hydrocarbons-technology.com, abgerufen am 24. Mai 2015</ref> Die ursprüngliche Kapazität der knapp 1100 Kilometer langen Pipeline liegt bei 450.000 Barrel pro Tag. Aktuell (2015) erfolgt der Ausbau auf 540.000 Barrel pro Tag,<ref>{{Webarchiv |url=http://www.enbridge.com/MainlineEnhancementProgram/Canada/Alberta-Clipper-Capacity-Expansion.aspx |text=''Alberta Clipper (Line 67) Capacity Expansion.'' |wayback=20150527014045}} Website des Pipelinebetriebers [[Enbridge]], abgerufen am 24. Mai 2015</ref> und potenziell sollen 800.000 Barrel möglich sein.<ref name="hct.com" /> Ebenfalls 2010 ging die rund 2800 Kilometer lange [[Keystone-Pipeline]] in Betrieb, die ebenfalls von Hardisty über Saskatchewan, Manitoba und North Dakota verläuft, jedoch von dort über [[South Dakota]], [[Steele City]] in [[Nebraska]], [[Kansas]] und [[Missouri]] nach [[Wood River (Illinois)]] weiterführt. 2011 folgten Anschluss und Inbetriebnahme einer 480 Kilometer langen Südtrasse von Steele City nach [[Cushing (Oklahoma)]].<ref>{{Webarchiv |url=https://www.transcanada.com/en/announcements/2011-02-08keystones-cushing-extension-begins-deliveries-to-oklahoma/ |text=''Keystone’s Cushing Extension Begins Deliveries to Oklahoma.'' |wayback=20180304055816}} Pressemitteilung vom 8. Februar 2011 auf der Website von [[TransCanada]], einer der Teilhaberfirmen am Keystone-Projekt, abgerufen am 23. Mai 2015</ref> Der Bau einer insgesamt rund 2700 Kilometer langen, durch [[Montana]] nach Steele City und von Cushing zur [[Texas|texanischen]] [[Golf von Mexiko|Golfküste]] führenden Entlastungs- und Ergänzungspipeline namens [[Keystone-Pipeline#Keystone XL|„Keystone XL“]] wurde Ende 2011 vom amtierenden US-Präsidenten [[Barack Obama]] nach massiven Protesten von Umweltschützern, mehreren Nobelpreisträgern sowie prominenten Persönlichkeiten wie [[Desmond Tutu]] und dem [[Dalai Lama]] vorerst gestoppt.<ref name="DLF U&V 15-11-011">Klaus Remme: [https://www.deutschlandfunk.de/obama-laesst-bau-einer-mega-oelpipeline-verschieben.697.de.html?dram:article_id=78680 ''Obama lässt Bau einer Mega-Ölpipeline verschieben.''] Deutschlandfunk, 15. November 2011</ref><ref>Patrick Welter: [https://www.faz.net/aktuell/wirtschaft/pipeline-bau-verschoben-naturschutz-obsiegt-ueber-oelinteressen-11525327.html ''Pipeline-Bau verschoben – Naturschutz obsiegt über Ölinteressen.''] FAZ, 11. November 2011</ref> Während der Bau der Strecke durch Montana, mit einer geplanten Transportkapazität von ca. 830.000 Barrel Rohöl täglich, nach wie vor auf Eis liegt, wurde die Verlängerung der Südtrasse zum Golf von Mexiko schließlich doch gebaut und im Jahr 2014 vollendet.<ref>Micah Luxen: [http://www.bbc.com/news/world-us-canada-30103078 ''Keystone XL pipeline: Why is it so disputed?''] BBC News, 25. Februar 2015</ref>

In Ergänzung zu Keystone waren ursprünglich weitere neue Pipelines geplant: darunter eine zur kanadischen Westküste nahe [[Kitimat|Kitimat (British Columbia)]] unter dem Namen [[Northern Gateway]], und eine zur Ostküste bei [[Saint John (New Brunswick)]] unter der Bezeichnung [[Energy East]]. Letztere wäre mit einer Länge von 4400 Kilometern die längste Pipeline in Nordamerika. Gegen beide Projekte formierte sich bei Natur- und Umweltschützern Protest. Unter der seit Ende 2015 im Amt befindlichen [[29. Kanadisches Kabinett|Regierung Trudeau]] wurden die von der [[28. Kanadisches Kabinett|Vorgängerregierung]] erteilten Genehmigungen revidiert und mit verschärften Umweltauflagen versehen, woraufhin die beteiligen Unternehmen TransCanada (Energy East) und Enbridge (Northern Gateway) beide Projekte einstellten. Ebenfalls umstritten ist der Erweiterungsbau der von Edmonton nach Südwesten zu den Raffinerien bei [[Vancouver]] und [[Anacortes]] führenden [[Trans Mountain Pipeline]] (''Trans Mountain Pipeline Expansion'').<sup>gesamter Absatz nach&nbsp;</sup><ref>[https://calgaryherald.com/business/energy/transcanada-cancels-energy-east-pipeline-project ''TransCanada cancels $15.7B Energy East pipeline project.''] Calgary Herald, 5. Oktober 2017</ref><ref>Brian Zinchuk: [https://www.pipelinenews.ca/opinion/columnists/build-the-pipeline-but-which-one-1.23771398 ''Build the pipeline – but which one?''] Pipeline News, 26. März 2019</ref><ref>Kyle Bakx: [https://www.cbc.ca/news/business/enbridge-northern-gateway-agm-1.5128788 ''Enbridge has no plans to resurrect Northern Gateway project, says CEO.''] CBC News, 9. Mai 2019</ref>

== Rentabilität und Auswirkungen der Weltwirtschaftskrise ==
So, wie beispielsweise die Förderung von [[Schiefergas]] mittels [[Hydraulic Fracturing|Fracking]] teurer ist als die Förderung von Erdgas aus konventionellen Lagerstätten, ist auch die Ölsandförderung teurer als die Förderung konventionellen Erdöls. Nach dem Abbau im Tagebau muss das Bitumen zunächst in mehreren Arbeitsschritten von der Sandfraktion getrennt und nachfolgend zu synthetischem Rohöl aufbereitet werden (siehe [[Ölsand#Aufbereitung|Ölsand-Aufbereitung]]). Bei der In-Situ-Gewinnung entfällt zumindest die Trennung von Sand und Bitumen. Zudem ist das synthetische Rohöl (''Athabasca crude'') von geringerer Qualität als die „Standardsorten“ [[Brent (Öl)|Brent]] und [[West Texas Intermediate|WTI]] und erzielt daher pro [[Barrel]] einen um 20 bis 30 [[US-Dollar]] geringeren Preis.<ref name="PIR">Adam Wernick: [http://www.pri.org/stories/2014-10-21/big-companies-are-pulling-plug-their-projects-albertas-tar-sands ''Big companies are pulling the plug on their projects in Alberta's tar sands.''] Public Radio International, 21. Oktober 2014</ref> Die untere Rentabilitätsgrenze für die Ölsandförderung liegt daher bei einem Weltmarkt-Ölpreis (Brent/WTI) von 65 bis 80 Dollar pro Barrel.<ref name="NYT">Ian Austen: [http://www.nytimes.com/2015/02/03/business/energy-environment/lower-oil-prices-strike-at-heart-of-oil-sands-production.html ''Lower Oil Prices Strike at Heart of Canada’s Oil Sands Production.''] New York Times, 2. Februar 2015</ref><ref>David Teather: [https://www.theguardian.com/business/2009/jul/27/greenpeace-oil-companies-shell ''Greenpeace study finds oil companies may be doomed.''] The Guardian, 27. Juli 2009</ref> Für die Förderung im Tagebau soll sie sogar bis zu 100 Dollar pro Barrel betragen.<ref name="DiePresse">Gerd Braune: [https://diepresse.com/home/wirtschaft/international/441538/index.do ''Kanada: Die Ölsand-Industrie tritt auf die Bremse.''] Die Presse, 14. Januar 2009</ref> Jedoch gelten diese Preisgrenzen nur für neue bzw. den Ausbau bestehender Ölsandprojekte. Insbesondere der Abbau im Tagebau ist eher vergleichbar mit einem Bergbauprojekt als mit einem „klassischen“ Erdölförderprojekt. Die meisten Kosten fallen in der Bauphase mit der Errichtung der Ölsand-Aufbereitungs- und -veredelungsanlagen an. Die reinen Produktionskosten sollen nur im Bereich von 10 bis 20 Dollar pro Barrel liegen.<ref name="bloom">Matthew Philips: [http://www.bloomberg.com/bw/articles/2014-12-22/canadas-oil-sands-are-better-bets-than-shale-oil#p2 ''Can Canadian Oil Sands Survive Falling Prices?''] Bloomberg, 22. Dezember 2014</ref> Weil Tagebauprojekte über mehrere Jahrzehnte laufen, sind sie langfristig profitabel, falls der Ölpreis während der Betriebszeit ausreichend lange über den Gesamtkosten pro Barrel liegt. Die Ölsandförderung gilt damit als weniger anfällig für fallende Ölpreise als die Förderung fossiler Kohlenwasserstoffe mittels Fracking.<ref name="bloom" />

Infolge eines Ölpreiseinbruches Anfang 2009 auf 35 US-Dollar wurde das Gesamtvolumen der Investitionen in Alberta-Ölsand-Projekte von 125 Milliarden auf 85 Milliarden [[Kanadischer Dollar|kanadische Dollar]] (seinerzeit rund 78 bzw. 53 Milliarden Euro) zurückgefahren, mit deutlichem Effekt auf das [[Wirtschaftswachstum]] und die öffentlichen Finanzen Kanadas und vor allem Albertas.<ref name="DiePresse" /> Im Jahre 2014 betrug das Investitionsvolumen 69 Milliarden Dollar (rund 50 Milliarden Euro). Aufgrund des erneuten Preiseinbruches im letzten Jahresviertel 2014 auf deutlich unter 70 US-Dollar wurde für 2015 eine Abnahme auf rund 46 Milliarden kanadische Dollar (etwa 33 Milliarden Euro) erwartet.<ref name="guardian20150529">Jennifer Rankin: [https://www.theguardian.com/environment/2015/may/29/dozens-of-canadas-tar-sands-projects-on-hold-as-prices-fall-analysis-shows ''Dozens of Canada's tar sands projects on hold as prices fall, analysis shows.''] The Guardian, 29. Mai 2015</ref> Ein erneuter Preisverfall im Verlauf der zweiten Hälfte des Jahres 2015 mit Preisen von knapp 38 US-Dollar Ende Dezember könnte für etliche in Planung befindliche Ölsandprojekte das Aus, zumindest aber einen längerfristigen Planungsstopp nach sich ziehen. Die Sparzwänge bei den Ölunternehmen führen nicht nur zu Stellenabbau in der Ölsandindustrie, sondern wirken sich auch unmittelbar negativ auf jene Wirtschaftszweige aus, die von der Ölsandindustrie abhängig sind, beispielsweise [[Anlagenbau]]er oder die Hersteller von Bergbau-Ausrüstung.<ref name="NYT" />

Neben dem Ölpreis haben auch andere Faktoren Einfluss auf die Rentabilität des Ölsandabbaus. So erhoffen sich die in Athabasca involvierten Ölunternehmen von der Keystone-XL-Pipeline (siehe [[#Export und Transportwege|Export und Transportwege]]) eine Senkung der Transportkosten und damit eine Abschwächung des Effektes niedriger Weltmarktpreise auf die Wirtschaftlichkeit ihrer Förder- und Aufbereitungsanlagen.<ref name="PIR" /> Auch ist der Wechselkurs des kanadischen Dollars gegenüber dem US-Dollar von Bedeutung. Weil die Exporte in die USA in US-Dollar bezahlt werden, die Bau- und laufenden Produktionskosten (Energie, Wartung, Löhne usw.) jedoch in kanadischen Dollar, wirkt sich ein schwacher kanadischer Dollar positiv auf die Wirtschaftlichkeit des Ölsandabbaus aus.<ref name="bloom" /> Auch politische Faktoren spielen eine Rolle bzw. beeinflussen sie mehr oder weniger direkt die wirtschaftlichen Faktoren. Beispielsweise hängt die Genehmigung von Pipeline-Projekten von Regierungsentscheidungen in den USA und Kanada ab, die wiederum von der öffentlichen Meinung beeinflusst sein können. 

== Auswirkungen auf die Umwelt ==
[[Datei:Mining Canada's Oil Sands.ogv|mini|Ausweitung des Ölsandabbaus zwischen 1984 und 2011 im Bereich des Mildred-Lake- und Millennium-Tagebaus im Satellitenbild-Zeitraffer.]]
Die Ölsandförderung, in Alberta wie andernorts, geht unvermeidlich mit einer Reihe negativer Auswirkungen auf die Umwelt im Abbaugebiet einher. Besonders drastisch sind diese beim großflächigen Tagebau (siehe [[Ölsand#Auswirkungen auf Umwelt und Klima|Auswirkungen des Ölsandabbaus auf Umwelt und Klima]]).

Die Teersandförderung beeinträchtigt enorm große Flächen (größer als ganz Griechenland), auf denen Wälder gerodet und Erdmassen bewegt werden. Da [[Borealer Nadelwald|boreale Nadelwälder]] große Mengen Kohlenstoff speichern (mit 460 t/ha doppelt so viel wie [[tropischer Regenwald]]; davon 84 % im Boden), werden dabei große Mengen Kohlenstoff freigesetzt. Da über 93 % der kanadischen Teersande tiefer als 75&nbsp;m liegen, werden zukünftig noch größere Erdbewegungen erwartet. Schon heute ist der Abbau die am schnellsten wachsende Quelle von [[Treibhausgas]]en in Kanada, auch weil enorme Mengen Erdgas für die Förderung verbraucht werden müssen. Der Eingriff in eines der größten verbliebenen [[Wildnis]]gebiete der Erde ist verheerend: Zu den [[Kahlschlag|Kahlschlägen]] kommt ein Netz von Wegen, Bohrungen und Pipelines mit entsprechendem Verkehr, die die Tierwelt stören. Zudem werden die Wasserökosysteme geschädigt, da für die Herstellung eines Liters Kraftstoff aus Teersand bis zu 4,5 Liter Wasser verbraucht werden und bis zu 6 Liter giftige Schlämme entstehen, die die höchst störanfälligen nordischen Gewässer gefährden. Die Gesamtfläche der Absetzbecken des Teersandabbaus in Kanada betrug 2009 ca. 50 km²; Tendenz stark steigend, da die benötigte Wassermenge mit zunehmender Ausbeutung stetig zunimmt. Der Bestand an [[Ren|Karibu]]s – die als Hauptindikator für die Gesundheit borealer Ökosysteme herangezogen werden – ist Im Gebiet „East Side Athabasca Range“ in der ersten Dekade des 21. Jahrhunderts bereits um 50 % zurückgegangen. Kanadische Regierungsstellen halten das Aussterben des Karibus in diesen Gebieten für möglich. Auch die [[Population (Biologie)|Population]] einiger Vogelarten ist in einigen Gebieten schon um 80 % zurückgegangen.<ref>Björn Pieprzyk, Norbert Kortlüke, Paula Rojas Hilje (Autoren), era – energy research architecture (Hrsg.), im Auftrag für [[Bundesverband Erneuerbare Energie]] e.&nbsp;V. und Verband der Deutschen Biokraftstoffindustrie e.&nbsp;V.: ''Auswirkungen fossiler Kraftstoffe. Treibhausgasemissionen, Umweltfolgen und sozioökonomische Effekte.'' Endbericht von November 2009, [https://www.era-er.com/de/system/files/downloads/marginal_oil_deu.pdf online] abgerufen am 17. Dezember 2022. S. 25–26, 28, 43, 67–68.</ref>

Im Rahmen einer Studie der [[Queen’s University (Kingston)|Queens University]] in Kingston, Ontario, und der kanadischen Umweltbehörde [[Environment and Climate Change Canada]] wurden [[Seesediment]]e in der Umgebung des Hauptabbaugebietes der Athabasca-Ölsande beprobt. Dabei ist eine erhöhte Belastung dieser Sedimente mit toxischen [[Polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe|polyzyklischen aromatischen Kohlenwasserstoffen]] (PAK) noch in bis zu 90 Kilometern Entfernung vom Hauptabbaugebiet festgestellt worden. Der Zeitpunkt des teilweise drastischen Anstieges der PAK-Belastung (um das bis zu 23-fache) fällt mit dem Beginn des Ölsandabbaus und -upgradings in den 1960er Jahren zusammen. Ein hoher Anteil von unter anderem [[Dibenzothiophen]]en (DBT) und [[Chrysen]] in diesen Sedimenten zeigt, dass die PAKs wahrscheinlich dem Ölsand-Bitumen entstammen. Vermutlich gelangen die PAKs durch Windverblasung aus den Tagebauen und über die Auswaschung von Stäuben aus den Abgasen der Ölsand&shy;aufbereitungs&shy;anlagen in die Seen. Trotz des erhöhten Eintrags der PAKs konnten, gemessen an der Häufigkeit der schadstoffsensiblen [[Wasserflöhe|Wasserfloh]]&shy;gattung ''[[Daphnien|Daphnia]]'' in den belasteten Sedimentschichten, keine negativen Auswirkungen auf die betroffenen [[Ökosystem See|limnischen Ökosysteme]] nachgewiesen werden. Jedoch wurde in der Sedimentabfolge eine starke Veränderung in der Artenzusammensetzung der Wasserflohgesellschaften mit einer generellen Zunahme von Resten Daphniider Wasserflöhe festgestellt, die mit einer mutmaßlich klimabedingten Zunahme von Phytoplankton-Resten korreliert.<ref>Joshua Kurek, Jane L. Kirk, Derek C. G. Muir, Xiaowa Wang, Marlene S. Evans, John P. Smol: ''Legacy of a half century of Athabasca oil sands development recorded by lake ecosystems.'' Proceedings of the National Academy of Sciences of the United States of America. Bd.&nbsp;110, Nr.&nbsp;5, 2013, S.&nbsp;1761–1766, [[doi:10.1073/pnas.1217675110]]</ref> Möglicherweise verschleiert dies die Beeinträchtigung der Ökosysteme durch den PAK-Eintrag.<ref>[https://www.scinexx.de/wissen-aktuell-15460-2013-01-09.html ''Ölsand-Gewinnung mit giftiger Fernwirkung.''] Scinexx, 23. Dezember 2013</ref>

== Kritik und Proteste ==
[[Datei:Keystone XL demonstration, 8-2011.jpg|mini|Protest gegen die Keystone-XL-Pipeline vor dem Weißen Haus im Washington im August 2011.]]
Die britische Tageszeitung [[The Guardian]] bezeichnete Kanada 2009 als ''the dirty old man of the climate world'' (‚den dreckigen alten Mann der Klimawelt‘),<ref>David Adam, James Randerson: [https://www.theguardian.com/environment/2009/nov/30/countries-to-watch ''Copenhagen conference: The countries to watch.''] The Guardian, 30. November 2009</ref> weil es Ölsandabbau und -aufbereitung staatlich fördert und somit bewusst in Kauf nahm, den im [[Kyoto-Protokoll]] festgelegten Zielwert für den CO<sub>2</sub>-Ausstoß im Jahr 2012 weit zu verfehlen. Kurz vor Ablauf der Frist trat Kanada schließlich sogar ganz vom Kyoto-Protokoll zurück.<ref>[https://www.theguardian.com/environment/2011/dec/13/canada-pulls-out-kyoto-protocol ''Canada pulls out of Kyoto protocol.''] The Guardian, 13. November 2011</ref> Nicht nur hinsichtlich der Klimaproblematik bezeichnen Umweltschützer den Ölsandbergbau als „größtes Umweltverbrechen in der Geschichte“.<ref name="guardian18Jan10">Terry Macalister: [https://www.theguardian.com/business/2010/jan/18/shell-shareholders-fury-tar-sands ''Shell faces shareholder revolt over Canadian tar sands project.''] The Guardian, 18. Januar 2010</ref>

Gegen den steigenden Export von Rohöl aus Ölsand-Bitumen in die USA und den dahingehend geplanten Ausbau des nordamerikanischen Pipeline-Netzes (siehe [[#Export und Transportwege|Export und Transportwege]]) formierte sich 2009 eine „internationale Koalition“ aus Umweltverbänden und [[First Nations]] ([[Indianer Nordamerikas]]). Kernpunkt der Kritik war vor allem die schlechte Umwelt- und Klimabilanz des „schmutzigsten Öls der Welt“.<ref name="ENS" /><ref>{{Webarchiv|url=http://www.theglobeandmail.com/report-on-business/us-approves-alberta-clipper-pipeline-project/article1259076/ |wayback=20090826130437 |text=''U.S. approves Alberta Clipper pipeline project.''}} The Globe and Mail, 20. August 2009</ref> Unter anderem heißt es: „Die Treib&shy;haus&shy;gas&shy;emissionen sind bei der Ölsandförderung und -aufbereitung dreimal höher als die bei der Förderung konventionellen Rohöls und es ''[d.&nbsp;h. das synthetische Rohöl aus Ölsandbitumen]'' enthält 11-mal mehr [[Schwefel]] und [[Nickel]], sechsmal so viel [[Stickstoff]] und fünfmal so viel [[Blei]] wie konventionelles Öl. Diese Giftstoffe gelangen in die Luft und das Wasser der Vereinigten Staaten, wenn das Rohöl in [[Erdölraffinerie|Raffinerien]] zu Treibstoffen verarbeitet wird.“<ref name="ENS" />

Kritisiert wird auch, dass der Bau der Alberta-Clipper-Pipeline (siehe [[#Export und Transportwege|Export und Transportwege]]) vom [[US-Innenministerium]] bereits vor der Abarbeitung aller [[Code of Federal Regulations|Verwaltungsverordnungen]] genehmigt worden sei. So hätten der [[Bureau of Indian Affairs|Behörde für Indianische Angelegenheiten]] bis dahin keine vollständigen Anträge der Betreiberfirma [[Enbridge|Enbridge Energy]] und dem am [[Leech Lake]] ansässigen [[Chippewa]]-Stamm vorgelegen, um mit dem Genehmigungsverfahren für die indianischen Gebiete beginnen zu können, die vom Pipeline-Bau betroffen sind.<ref name="ENS" />

Im März 2010 bezeichneten Umwelt- und Indianerverbände in einer Anzeige im [[Variety|Variety Magazine]] die Athabasca-Ölsande als „Canada’s Avatar Sands“, in Anspielung auf den Film ''[[Avatar – Aufbruch nach Pandora]]''.<ref name="archive_EJ_4März10">{{Webarchiv |url=http://www.edmontonjournal.com/business/Canadian+firms+upset+with+oilsands+slamming+Variety/2642388/story.html |text=''Canadian firms upset with oilsands-slamming ad in Variety.'' |wayback=20100516081752}} Edmonton Journal, 4. März 2010</ref> In diesem Film wird die Zerstörung einer Kultur (auf dem Mond eines [[Exoplanet|extrasolaren]] [[Gasplanet|Gasriesen]]) geschildert, indem ein Rohstoffunternehmen seine ökonomischen Interessen rücksichtslos gegen den Widerstand der eingeborenen Bevölkerung durchsetzt. Der Verband der kanadischen Erdölförderunternehmen (Canadian Association of Petroleum Producers, CAPP) reagierte mit Unverständnis und lud die verantwortlichen Umweltaktivisten ein, „auf den Planeten Erde zurückzukehren und sich an der Diskussion über ein ausgewogenes Verhältnis zwischen Umweltschutz, Wirtschaftswachstum und einer sicheren und verlässlichen Energieversorgung zu beteiligen.“<ref name="archive_EJ_4März10" />

Die Bio-Lebensmittelkette [[Whole Foods Market]] und die Haushaltswaren- und Möbelhauskette [[Bed Bath & Beyond]] gaben 2010 bekannt, ihre Fahrzeugflotten nicht mehr mit Kraftstoffen betanken zu wollen, die aus Athabasca-Ölsand gewonnen wurden, um ihren [[CO2-Bilanz|CO<sub>2</sub>-Fußabdruck]] zu verringern. Damit reagierten sie auf eine entsprechende Initiative der Umweltorganisation [[Forest Ethics]]. So bezieht Whole Foods keine Kraftstoffe mehr von der [[Marathon Oil]], die mit 20 % an Ölsandprojekten in Alberta beteiligt ist, sondern nur noch von Anbietern, die ausschließlich Rohöl aus den USA verarbeiten.<ref>Dina O’Meara: {{Webarchiv |url=http://www.edmontonjournal.com/business/retailers+avoiding+fuel+from+oilsands/2548928/story.html |text=''Two retailers avoiding fuel from oilsands.'' |wayback=20100317105344}} Edmonton Journal, 11. Februar 2010</ref>

Eine Gruppe von [[Aktionär]]en des britisch-niederländischen Mineralölkonzerns [[Royal Dutch Shell|Shell]] forderte Anfang 2010, dass das Unternehmen sein Engagement im Athabasca-Ölsandrevier einer Revision unterzieht, jedoch weniger wegen des schlechten Umwelt-Images des Ölsandes als vielmehr weil sie in den entsprechenden Projekten ein zu hohes finanzielles Risiko für Shell sehen.<ref name="guardian18Jan10" />

Am 3. Dezember 2012 verbarrikadierten sich im Rahmen einer Protestaktion bei [[Winona (Texas)]] drei Umweltaktivisten mittels Betonblöcken in einem Teilstück der seinerzeit im Bau befindlichen Südverlängerung der [[Keystone-Pipeline]], um die Bauarbeiten lahmzulegen.<ref>[https://tarsandsblockade.org/14th-action/ ''Three People Barricade Themselves Inside Keystone XL Pipe To Halt Construction.''] tarsandsblockade.org, abgerufen am 4. Dezember 2012</ref>

== Weblinks ==
{{Commonscat|Athabasca oil sands}}
* [https://www.oilsandsdiscovery.com/ Oil Sands Discovery Centre, Alberta]
* Bernd Schröder: [https://www.heise.de/tp/features/Der-kanadische-Oelsand-Komplex-3417921.html ''Der kanadische Ölsand-Komplex. Teil 1 – Ein Boom und seine Folgen.''] Telepolis, 2. April 2008
* A. Lejay, C. Yuill: [http://www.searchanddiscovery.com/documents/2005/lejay/index.htm ''The Bitumen-Bearing McMurray Formation: Description of Reservoir Units in a Large Fluvio-Estuarine Setting from the Athabasca and Christina Rivers Outcrops, Alberta, Canada.''] Optische Präsentation zu einem Vortrag über die Sedimentologie der McMurray-Formation, gehalten auf dem Jahrestreffen der American Association of Petroleum Geologists, Calgary, Alberta, 19.–22. Juni, 2005
* H. G. Babies: [http://www.bgr.bund.de/DE/Gemeinsames/Produkte/Downloads/Commodity_Top_News/Energie/20_oelsande_kanada.html ''Ölsande in Kanada – eine Alternative zu konventionellem Erdöl?''] Commodity Top News, Nr. 20, BGR Hannover 2003

== Einzelnachweise ==
<references />

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{{SORTIERUNG:AthabascaOlsande}}
[[Kategorie:Alberta]]
[[Kategorie:Erdölgewinnung]]
[[Kategorie:Bergbau (Kanada)]]
[[Kategorie:Erdöl- und Erdgaswirtschaft (Kanada)]]
[[Kategorie:Wikipedia:Artikel mit Video]]