Erdgas aus unkonventionellen Quellen

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

1 Einleitung

2 Unkonventionelles Erdgas
2.1 Konventionelles vs. unkonventionelles Erdgas
2.1.1 Erdgas aus dichtem Gestein
2.1.2 Kohleflözgas
2.2 Reserven und Ressourcen
2.2.1 Resource-in-Place
2.3.2 Gewinnbare Ressource
2.2.3 Nachgewiesene Reserven
2.2.4 Produktion
2.3 Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
2.3.1 Erfolgsfaktoren in den USA
2.3.2 Kostendiskussion in den USA
2.4 Umweltpolitische Rahmenbedingungen
2.4.1 Erfahrungen aus den USA
2.4.2 Aussichten für Europa und China

Literaturverzeichnis (inkl. weiterführender Literatur)

Anhang

Mehr zu diesem Thema finden Sie in „Unkonventionelles Erdgas. Auswirkungen auf den globalen Erdgasmarkt“ von Julian Deymann, ISBN: 978-3-656-52669-8

http://www.grin.com/de/e-book/263632/

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Abgrenzung zwischen unkonventionellen Ressourcen und Reserven (Quelle: Eigene Darstellung nach Medlock 2010, S.4)

Abbildung 2: Vergleich Gewinnbarer Ressourcen in verschiedenen Studien in Bill m³ (Quelle: Eigene Darstellung nach EIA 2011c, S.4; ARI 2009, S.21.; IEA 2011b, S.49; BGR 2011, S.52)

Abbildung 3: Globale Konzentration der Shale Gasressourcen (Quelle: EIA 2011c, S.3)

Abbildung 4: Förderbare Tight Gaspotentiale (Eigene Darstellung nach IEA 2011b, S.49)

Abbildung 5: Anteil des unkonventionelles Erdgas an der US-Erdgasproduktion in Mrd. m³ und % (Quelle: Eigene Darstellung nach IEA 2009b, S.398; EIA 2012, S.93)

Abbildung 6: Langfristige Grenzkosten für konventionelle und unkonventionelle Erdgasfelder (Quelle: Eigene Darstellung nach Gény 2010, S.15)

Abbildung 7: Entwicklung der Anzahl der horizontalen Bohrlöcher (Quelle: Gény 2010., S.27)

Abbildung 8: Entwicklung der Erschließungskosten am Beispiel des Marcellus Shale (Quelle: Eigene Darstellung nach Gény 2010, S.83)

Abbildung 9: Entwicklung der Förderraten in 1.000 m³ am Beispiel des Barnett Shale (Quelle: IEA 2009b, S.404)

Abbildung 10: Hypothetisches Produktionsprofil in Mrd. m³des Barnett Shale (Quelle: IEA 2009, S.409)

Abbildung 11: Bevölkerungsdichte in den europäischen Staaten und den USA (Quelle: Eigene Darstellung nach Gény 2010, S.74)

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Unkonventionelle Erdgasressourcen in Bill. m³ (Quelle: Eigene Darstellung nach Rogner 1997, S.23ff)

Tabelle 2: Resource-in-Place nach Einschätzung der EIA/ARI in Bill. m³ (Quelle: Eigene Darstellung nach ARI 2009, S.21 ; EIA 2011c; S.4; IEA 2009b, S.397)

Tabelle 3: Gewinnbare Ressource Kohleflözgas in Bill. m³(Quelle: Eigene Darstellung nach ARI 2009, S.21; IEA 2011b, S.49; BGR 2011, S.52)

Tabelle 4: Gewinnbare Ressource Shale Gas in Bill. m³ (Quelle: Eigene Darstellung nach EIA 2011c, S.4; IEA 2011b, S.49; BGR 2011, S.52)

Tabelle 5: Gewinnbare Shale Gasvorkommen nach Ländern in Mrd. m³ (Quelle: Eigene Darstellung nach EIA 2011c, S.4; BGR 2011 ,S.52)

1 Einleitung

Erdgas wird in vielen Prognosen und Analysen für die kommenden Jahrzehnte eine herausragende Bedeutung bei der Deckung des weltweiten Energieverbrauchs beigemessen. Voraussagen der International Energy Agency (IEA) zufolge wird Erdgas der am stärksten wachsende Primärenergieträger sein. Schon heute deckt Erdgas 21 % des weltweiten, bzw. jeweils 25 % des amerikanischen und europäischen Primärenergiebedarfs. Laut dem Referenzszenario der IEA nimmt die globale Erdgasnachfrage bis 2035 um etwa 55 % zu. Während der Anteil von Kohle und Öl von 27 % auf 24 % bzw. von 33 % auf 27 % am globalen Primärenergieaufkommen zurückgehen soll, soll der Anteil von Erdgas auf 23 % ansteigen. In Europa soll Erdgas bis 2035 sogar Öl als größten Primärenergieträger ablösen. In Asien, dem Nahen Osten und Afrika wird die Nachfrage durchschnittlich um 2,4 % pro Jahr steigen.^[1]

Der zunehmende Erdgasverbrauch bei gleichzeitig stagnierender oder rückläufiger Produktion in wichtigen Verbrauchszentren, wie Europa, muss kompensiert werden. Die Förderung von unkonventionellem Erdgas ist eine momentan viel diskutierte Möglichkeit das Erdgasangebot in Regionen mit geringen konventionellen Reserven zu erhöhen. Als Vorbild gelten die USA, in der bereits heute 58 % der gesamten Produktion aus nicht-konventionellen Lagerstätten stammen.^[2] Diese Arbeit bietet einen Überblick über verschiedene Aspekte des unkonventionellen Erdgases. Zunächst erfolgt die Definition des Begriffes „nicht-konventionelles Erdgas“. Die anschließende Darstellung fokussiert die Vorstellung vermuteter Potentialregionen sowie Beweggründe zur bereits erfolgten Förderung in den USA. Darüber hinaus werden auch die durch die Produktion entstehenden Problematiken, wie z.B. Umweltprobleme, beschrieben.

2 Unkonventionelles Erdgas

In den USA wird bereits seit über 40 Jahren Erdgas aus unkonventionellen Quellen gefördert. Doch wird in Amerika erst seit der Möglichkeit, Erdgas kommerziell aus Schiefergesteinen zu produzieren, von einer „Revolution“ für den Erdgasmarkt gesprochen.

Schiefergasquellen sind seit dem 19. Jahrhundert bekannt. Jedoch konnte Schiefergas (engl. Shale Gas) erstmals 2006 mittels einer Kombination von zwei bis dahin unabhängig voneinander verwendeten Förderverfahren ökonomisch-sinnvoll gewonnen werden. Seitdem hat in den USA ein Boom zur Erschließung von Shale Gasvorkommen eingesetzt, der bei den Amerikanern die Hoffnung weckte, dauerhaft von Importen unabhängig zu sein.^[3]

Noch 2005 prognostizierte die IEA in ihrer jährlichen Studie, dass die USA bis 2010 ca. 70 Mrd. m³ Erdgas via LNG einführen müssten um die Nachfrage zu decken. Doch hat die zunehmende Erdgasförderung aus nicht-konventionellen Lagerstätten die Position der USA vollkommen verändert, sodass 2010 tatsächlich nur 12 Mrd. m³ verflüssigtes Erdgas importiert werden mussten. Vor allem die neuerschlossenen Shale Gas Felder sorgen, aufgrund der scheinbar hohen Förderraten und immer weiter sinkenden Förderkosten, für Optimismus.^[4]

Shale Gas ist aber nur eine Form von unkonventionellen Erdgasen. Ebenso sind vor allem Kohleflözgas und Tight Gas zu nennen, die in den USA bereits 2005 für 30 % der Produktion verantwortlich waren. Darüber hinaus gibt es auch weitere momentan technisch noch nicht-förderbare Formen. Ein Überblick der verschiedenen nicht-konventionellen Erdgase sowie eine Abgrenzung zum konventionellen Erdgas folgt in Kapitel 2.1.

Die US-Erfahrungen schüren längst in anderen Regionen die Hoffnung auf neue Erdgasquellen, sodass mittlerweile fast jeder Kontinent hinsichtlich seines Potentials untersucht wurde bzw. wird. Das gilt in erster Linie für asiatische und einige europäischen Länder, die kaum über konventionelle Reserven verfügen und somit einer zunehmenden Importabhängigkeit ausgesetzt sind. Erste Studien kamen zu dem Ergebnis, dass unkonventionelle Erdgasreserven durchaus auch außerhalb der USA präsent sind. In Kapitel 2.2 werden die bisher weltweit erforschten Ressourcen und Reserven dargestellt. Dabei hat die EIA (Engery Information Administration) zwei Gruppierungen identifiziert, für die die Erschließung aufgrund ihrer Potentiale möglich und sehr attraktiv ist. Einerseits sind das Länder, die derzeit sehr abhängig sind von Erdgasimporten, wie Polen, Türkei, Ukraine, Deutschland, Marokko oder Chile, andererseits Staaten, die bereits über eine ausgebaute Produktions- und Exportinfrastruktur verfügen, wie die USA, Kanada, China, Australien, sowie Libyen und Algerien.^[5]

In Kapitel 2.3 werden die wirtschaftlichen, aber auch andere Erfolgsfaktoren genannt, die die Entwicklung in den USA ermöglichten.

Abschließend werden in Kapitel 2.4 die Umweltprobleme die mit der Förderung auftreten können sowie Probleme die die Förderung in anderen Staaten erschweren könnten aufgezeigt.

2.1 Konventionelles vs. unkonventionelles Erdgas

Unkonventionelles Gas weist die gleiche chemische Zusammensetzung wie konventionelles Erdgas auf. Die Bezeichnung „unkonventionell“ bezieht sich lediglich auf die Charakteristik der Lagerstätten und die damit verbunden Fördermethoden. Jedoch ist der Gasgehalt pro Gesteinsvolumen im Vergleich zu konventionellen Feldern sehr klein. Zudem sind die Vorkommen oft über zehntausende Kilometer verstreut.^[6]

Inzwischen gibt es viele Formen von Erdgas, die aufgrund ihrer Fördermethode als unkonventionell bezeichnet werden. Diese können auch in wirtschaftlich sinnvoll und nicht-sinnvoll unterschieden werden, wobei die Kategorisierung sich aufgrund veränderter Marktsituationen oder neuer Technologien dynamisch verschieben kann.

Ökonomisch momentan nicht-nutzbare Gasressourcen sind z.B. Tiefen-Gas, worunter Erdgasvorräte verstanden werden, die in großer Tiefe vorkommen (über 4,5 km unter der Erde), Methanhydrat (Eisenähnliche Verbindung in Meeres- oder Permafrostboden) oder Aquifergas (Im Grundwasser gelöstes Erdgas), deren Potentiale aber weniger erforscht sind und auf die im Folgenden nicht weiter eingegangen wird.^[7]

2.1.1 Erdgas aus dichtem Gestein

Erdgas aus dichtem Gestein wird in Shale Gas (Schiefergas) und Tight Gas unterschieden. Bei Shale Gas handelt es sich um Erdgas aus dichtem Tongestein, in der Regel Schiefergestein, das vor bis zu 550 Millionen Jahren in Gesteinsschichten aus Überresten winziger Organismen bei hohen Temperaturen und hohem Druck tief unter der Erde entstand. Die Vorkommen bilden sich, wenn in einem mehr als 30 Meter mächtigen, feinkörnigen Sediment mit hohen Gehalten an organischem Kohlenstoff die Gasbildung fortgeschritten ist und dieses Sediment gleichzeitig als Speichermatrix und als Migrationsbarriere wirkt.^[8]

Tight Gas ist die Bezeichnung für Erdgas, das von einer undurchlässigen, nicht porösen Sand- oder Kalksteinformation in einem Hohlraum eingeschlossen ist. Tight Gas wird bereits seit 40 Jahren in den Vereinigten Staaten gefördert. Daher findet nicht in allen Publikationen eine strikte Abgrenzung zum konventionellen Erdgas statt.

Die Tiefen von Shale Gas und Tight Gas Schichten variieren sehr stark. In den bisher erschlossenen Lagerstätten wurden Vorkommen zwischen 200 m und 4500 m Tiefe entdeckt. Die Größe und Qualität der Reservoirs ist dabei sehr variabel.^[9]

Die Abgrenzung zu konventionellen Lagerstätten erfolgt über die Durchlässigkeit (Permeabilität) und die Art des Speichergesteins. Der größte Unterschied liegt dabei in der Permeabilität. Umso größer diese ist und je poröser damit das Gestein ist, desto leichter kann Erdgas aus der Lagerstätte fließen und somit mit geringerem Aufwand gefördert werden. Konventionelle Vorkommen sind in gut durchlässigen Gesteinen enthalten und können somit ohne spezielle Bohrtechniken erschlossen werden. International wird als Obergrenze eine durchschnittliche Permeabilität von 0,1 milliDarcy (mD)^[10] zu Grunde gelegt.^[11]

Die Erdgasgewinnung aus dichten Lagerstätten ist aufgrund der geringen Porosität und Permeabilität sehr anspruchsvoll. Um nicht-konventionelles Erdgas ökonomisch-sinnvoll entnehmen zu können, muss die Durchlässigkeit künstlich erhöht werden. Die Gesteinsformationen müssen aufgebrochen werden, um Kanäle und Verbindungen zu erzeugen, die das Erdgas aus den Poren entweichen lassen und der Förderleitung zuführen um somit die Produktionsrate erhöhen zu können.^[12]

Erst mit der technisch sehr anspruchsvollen horizontalen Bohrtechnik in Kombination mit dem hydraulischen Aufbrechen bzw. Fracken wurde der Gasschiefer zu einer im großen Maßstab nutzbaren Ressource. Dabei wird zunächst die gasführende Schicht durch Bohrungen flächendeckend aufgebrochen. Dafür werden im Abstand von einigen hundert Metern vertikale Bohrungen durchgeführt, die in den gasführenden Schichten horizontal abgelenkt werden, sobald der Bohrkopf die Zielgesteinsschicht erreicht hat. An dieser Stelle enden konventionelle Bohrvorgänge normalerweise.^[13]

Anschließend wird der horizontale Abschnitt der Bohrung perforiert. Horizontal können sich die Gesteinsschichten kilometerweit erstrecken. Von einer vertikalen Bohrung gehen bis zu sechs horizontale Ablenkungen (bis zu 600 m) aus, um die Gasschicht in jede Richtung erreichen zu können. In einer der ersten Shale Gas-lagerstätten, dem Barnett Shale in Texas (USA), wird im Durchschnitt pro Bohrung eine Fläche von 160.000 m² erreicht.^[14]

Nach Abschluss der Bohrarbeiten folgt das sogenannte hydraulische Fracken: Zunächst wird das Gestein mit künstlich erzeugten Rissen versehen. Zusätzlich werden Flüssigkeiten unter hohem Druck in die Ton- oder Sandgesteine gepresst, wodurch diese aufbrechen und sich die Risse im Gestein ausbreiten. Die Flüssigkeit besteht üblicherweise zu etwa 98 - 99,5 % aus Wasser und Sand, sowie bis zu 2 % aus chemischen Zusatzstoffen (z.B. Salzsäure). Die konkrete Zusammensetzung des Gemisches ist jedoch von den jeweiligen Eigenschaften der Lagerstätte abhängig. Die Chemikalien sorgen dafür, dass sich der Quarzsand mit dem Wasser vermischt, weniger Reibung entsteht, keine Bakterien in die Lagerstätte gelangen und verhindern, dass sich die erzeugten Fließkanäle bei nachlassendem Druck wieder schließen. In der Erschießungsphase des Barnett Shale wurden pro Frack ca. vier Mio. Liter Wasser benötigt.^[15]

Die bei über 1.000 bar Druck entstandenen kleinen Risse (bis zu 30 m lang) im Gestein werden mit Sandkörnern und Stützmitteln (sogenannten Proppants) gefüllt, um sie nach der Stimulation möglichst lange offen zu halten. Mit dieser Technik wird die Permeabilität der Risse künstlich erhöht, sodass ein Strömungsweg für das Erdgas aus dem Gestein zum Bohrloch geschaffen werden kann. Die Risse ermöglichen somit die Erschließung eines größeren Gesteinvolumens, sodass der Zufluss zur Bohrung erhöht wird und die Produktionsrate erheblich steigt.^[16]

War das Fracking erfolgreich, wird der Druck reduziert und die Flüssigkeit entweicht aus dem Bohrloch, wodurch eine große Menge Abwasser entsteht. 20 % - 50 % des Wassers wird wieder an die Oberfläche gepumpt, wobei unter anderem radioaktive Isotope mit nach oben gespült werden. ^[17]

Aufgrund der Einspeisung von Millionen Tonnen Chemikalien und der Abwasserbelastung ist das hydraulische Fracken allerdings sehr umstritten. Die Risiken und Probleme dieses Verfahren werden in Kapitel 2.4 ausführlicher dargestellt.

Die Shale Gas-Förderung gilt im Vergleich zur Tight Gas-Produktion als deutlich aufwendiger. Zum einen sind wesentlich mehr Bohrungen notwendig um Fließkanäle zu schaffen und zum anderen wird aufgrund der Tatsache, dass Sandstein von Natur aus poröser und durchlässiger ist, erheblich mehr Flüssigkeit benötigt um das Schiefergestein aufzubrechen.^[18]

2.1.2 Kohleflözgas

Kohleflözgas ist der Oberbegriff für natürlich entstandene Gase, die in Verbindung mit Kohle vorkommen. Es ist in Kohlelagerstätten anzutreffen, wobei es entweder im Flöz selbst oder im angrenzenden Gestein vorkommt. Kohleflözgas ist bekannt seitdem Kohle abgebaut wird, jedoch galt es lange Zeit als gefährlich und es bestand nicht die Möglichkeit, es zu fördern.^[19]

Kohleflözgas wird unterteilt in Flözgas und Grubengas. Flözgas (Coal Bed Methane (CBM)), wird durch Bohrungen freigesetzt. Grubengas ist das durch die eigentlichen Bergbauarbeiten austretendes Kohleflözgas. Hierzu zählen Coal Seam Methane (CSM), welches während des aktiven Bergbaus austritt, sowie das Coal Mine Methane (CMM), das im stillgelegten Bergwerk aus den Flözen entweichen kann. Das Grubengas stellte früher im Kohleabbau ein gefährliches Nebenprodukt dar. Für die Erdgasförderung spielt vor allem das CBM eine große Rolle. Aber auch CSM ist in Regionen mit großen Kohlevorkommen, wie bspw. Australien, von Bedeutung. Bereits 1908 wurde CSM in Deutschland zur Dampferzeugung genutzt. Momentan entfallen ca. 80 % der Flözgasförderung auf die USA.^[20]

Kohleflözschichten sind in der Regel oberflächennah zu finden, können aber auch bis zu 2000 m unter der Erde liegen. Ähnlich wie bei der Erdgasförderung aus dichten Gesteinen kommt auch zur Produktion des CBM das hydraulische Fracken zum Einsatz. Allerdings können oberflächennahe Kohleflözgasvorkommen auch mittels vertikaler Bohrungen und weitaus kleinerer künstlich erzeugter Risse gewonnen werden.^[21]

Grubengas aus stillgelegten Bergwerken wird über eine Bohrung oder einen existierenden Schacht abgesaugt. CSM wiederum wird über horizontale Bohrungen in das Kohleflöz abgeteuft.^[22]

2.2 Reserven und Ressourcen

Im Gegensatz zu den Defintionen von Reserven und Ressourcen konventioneller Erdgase werden die Potentiale unkonventioneller Erdgase in weitere Kategorien unterschieden, wie in Abbildung 1 dargstellt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Abgrenzung zwischen unkonventionellen Ressourcen und Reserven (Quelle: Eigene Darstellung nach Medlock 2010, S.4)

Grundsätzlich wird bei der Erforschung der Potentiale zwischen Resource-in-Place gewinnbaren Ressourcen und nachgewiesenen Reserven differenziert. Die gewinnbare Ressource (engl. Recoverable Resource) kann weiter in technisch und wirtschaftlich gewinnbare Ressource unterteilt werden. Üblicherweise wird aber der Oberbegriff „Recoverable Resource“ bzw. gewinnbare Ressource verwendet (s. Abbildung 1).^[23]

Die Abschätzung der Resource-in-Place und auch der gewinnbaren Erdgasmengen aus dichten Gesteinen sind, bedingt durch die Eigenschaften der Lagerstätten, mit großen Unsicherheiten behaftet, was auch in den folgenden Abschnitten deutlich wird. Einzig sicher sind die Angaben hinsichtlich der nachgewiesenen Reserven, die bisher aber sehr gering sind (s. Kapitel 2.2.3).^[24]

2.2.1 Resource-in-Place

Eine der ersten Abschätzungen bezüglich der „Resource-in-Place“ erschien bereits 1997 von H.H. Rogner. Er nutzte in dieser Studie alle zu diesem Zeitpunkt vorliegenden Informationen. Teilweise waren diese sehr unvollständig und wurden durch grobe Schätzungen erweitert. Rogner selbst gibt zu bedenken, dass zu diesem Zeitpunkt aufgrund der vorhandenen konventionellen Reserven kein kommerzielles Interesse an der Erschließung von unkonventionellen Ressourcen bestand und die Angaben mit großen Unsicherheiten behaftet sind.^[25]

Zusammenfassend kann gesagt werden, dass Rogners in Tabelle 1 abgebildeten Einschätzungen höchst spekulativ sind und auch so betrachtet werden sollten. Dennoch werden seine Prognosen als erste globale Abschätzungen unkonventioneller Potentiale bis heute in vielen Publikationen zitiert.

Tabelle 1: Unkonventionelle Erdgasressourcen in Bill. m³ (Quelle: Eigene Darstellung nach Rogner 1997, S.23ff)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Das Gesamtpotential der unkonventionellen Ressourcen prognostizierte Rogner auf 913 Bill. m³, wobei allein die Shale Gasvorkommen rund die Hälfte ausmachen. Die größten Vorräte vermutet er in Asien-Ozeanien (165 Bill. m³), wo nach seinen Angaben 37 % der gesamten Shale Gasressourcen in Schiefergesteinen gespeichert sind. In Nordamerika sollen es 24 % sein (109 Bill. m³). Aber auch in Afrika (80 Bill. m³) und Südamerika (60 Bill. m³) vermutet Rogner ein großes Potential. In Europa und den GUS-Staaten sieht er dieses hingegen weniger (jeweils 4 % der gesamten Ressourcen) (s. Tabelle 1).

77 % (ca. 200 Bill. m³) der Kohleflözgasressourcen befinden sich, wie in Tabelle 1 ersichtlich, in dem Areal der Gemeinschaft der unabhängigen Staaten (44 % gesamten der Kohleflözgasressourcen) und in Nordamerika (33 %). Auch in Asien-Ozeanien vermutet er ein Potential von 49 Bill. m³ (19 %).

Die Tight Gasvorräte sind seiner Meinung nach weniger konzentriert. Die größten Ressourcen sieht er in Afrika (46 Bill. m³), gefolgt von Nordamerika, Südamerika und Asien-Ozeanien. Auffällig ist, dass Rogner bei allen hier genannten Formen von unkonventionellen Erdgasen die geringsten Potentiale in Europa sieht (s. Tabelle 1).

Er vermutet, dass nur 10 % der Resource-in-Place zu diesem Zeitpunkt technisch gewinnbar sind. Seit Rogners Veröffentlichung haben sich die Methoden hinsichtlich der Messung der Potentiale allerdings verändert. Die neuen Methoden und Annahmen sind jedoch sehr unterschiedlich, was zu differierenden Ressourcenschätzungen geführt hat. Darüber hinaus sind Informationen über viele Felsformationen, selbst in den Vereinigten Staaten, nur begrenzt vorhanden. Die Entwicklung angemessener Bewertungsmethoden schreitet zwar weiter voran, ist aber noch nicht endgültig abgeschlossen. Insbesondere in Russland oder im Nahen Osten ist eine Quantifizierung der Vorkommen schwierig, weil entweder die Zusammenarbeit verweigert wird oder geologische Forschungen internationalen Institutionen untersagt werden. Aufgrund dessen werden diese Regionen in manchen Veröffentlichungen vernachlässigt.^[26]

2011 veröffentlichte die EIA in Zusammenarbeit mit der Advanced Resources International (ARI) einen Bericht über die weltweiten Shale Gas-Vorkommen, die in Tabelle 2 abgebildet sind. Die Kohleflözgas-Daten, publizierte die ARI bereits Ende 2009, wobei die Spannweite der Zahlen die großen Unsicherheiten bei den Abschätzungen widerspiegeln.

Tabelle 2: Resource-in-Place nach Einschätzung der EIA/ARI in Bill. m³ (Quelle: Eigene Darstellung nach ARI 2009, S.21 ; EIA 2011c; S.4; IEA 2009b, S.397)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die Angabe der Tight Gas-Potentiale stammt aus dem World Energy Outlook 2009 der IEA. Diese unterscheiden sich von Rogners Analyse nur hinsichtlich der Ressourcen in der Region Asien-Ozeanien.

Bemerkenswert ist vor allem der große Ressourcenbestand des Shale Gases. Im Vergleich zu Rogners Analyse und auch zu den Informationen der IEA im WEO 2009 (456 Bill. m³) wird dieser um ca. 60 % höher eingeschätzt. Die Region mit den größten Ressourcen soll Nordamerika mit 28 % (202 Bill. m³) des globalen Schiefergaspotentials sein. Allein die Hälfte davon ist in den USA zu finden. Ähnlich große Ressourcen hat die die EIA in Asien-Ozeanien (198 Bill. m³) identifiziert, wobei ca. 145 Bill. m³ in China beheimatet sein sollen (s. Tabelle 2).

Für die Existenz großer Shale Gasvorkommen in China spricht vor allem die Ähnlichkeit einiger geologischer Formationen mit bereits produzierenden Gebieten in den USA. Vor allem die beiden Reservoirs in dem Becken von Sichuan weisen Analogien zu dem amerikanischen Barnett Shale auf. Für Europa werden mit Ressourcen in Höhe von 72 Bill. m³ deutlich geringere Vorräte vermutet als in Nordamerika. Im europäischen Raum ist Shale Gas in erster Linie in Polen und Frankreich zu finden. Aber auch in Deutschland, Schweden und der Ukraine wurden alternative Lagerstätten lokalisiert. Die geologischen Gegebenheiten unterscheiden sich nicht nur im Vergleich zu den Felsformationen in den USA, sondern auch innerhalb Europas vor allem bezüglich der Mächtigkeit.

Weitere Schiefergaslagerstätten wurden in Afrika (130 Bill. m³) und Südamerika (112 Bill. m³) entdeckt. Die GUS-Länder, sowie die Region Naher Osten blieben aus oben genannten Gründen, in der Studie außen vor. Aufgrund der größtenteils kostengünstigen konventionellen Reserven ist es aber auch nicht wahrscheinlich, dass in diesen Regionen in absehbarer Zeit unkonventionelles Erdgas gewonnen wird.

Die Einschätzungen bezüglich des Kohleflözgaspotentials sind im Gegensatz zu Rogners Informationen pessimistischer. Im besten Fall wird ein Vorkommen von 216 Bill. m³ vermutet. Insbesondere der Anteil der GUS wird wesentlich geringer eingeschätzt (s. Tabelle 1 und Tabelle 2). Die ARI sieht die größte Resource-in-Place in Asien-Ozeanien mit 45 - 80 Bill. m³.

2.3.2 Gewinnbare Ressource

Bei den Angaben der gewinnbaren Ressource^[27] handelt es sich ebenfalls um unsichere Daten, da diese Abschätzung anhand eines Faktors auf Basis der Resource-in-Place errechnet wird.

In Abbildung 9 ist zu erkennen, dass diese Angaben aufgrund dessen ebenfalls zwischen den verschiedenen Veröffentlichungen variieren. Das größte Potential sieht die IEA mit insgesamt 406 Bill. m³, gefolgt von der EIA/ARI mit 295 Bill. m³. Die geringsten Vorkommen vermutet die deutsche Rohstoffagentur mit 217 Bill. m³.

Deutlich wird anhand der geringen Abweichungen zwischen den Analysen, dass insbesondere die Shale Gaspotentiale in den letzten Jahren zunehmend untersucht worden sind. Tight Gasvorkommen werden entweder anhand von Rogners Resource-in-Place-Einschätzung errechnet (IEA und EIA/ARI) oder gar nicht als unkonventionelles Erdgas berücksichtigt, wie die BGR es beispielsweise macht.

Die differierenden Einschätzungen lassen eine konkrete Aussage über das Gesamtpotential der hier betrachteten unkonventionellen Erdgase kaum zu. Wird jedoch den aktuellen Studien der EIA und ARI Glauben geschenkt, sind die gewinnbaren Ressourcen aus nicht-konventionellen Lagerstätten größer als die derzeitigen konventionellen Reserven (187,1 Bill m³). Allein das Shale Gaspotential ist demnach genauso groß wie die konventionelle Reserve (s. Tabelle 4).

In Abbildung 9 ist ersichtlich, dass die größten Unterschiede bei der Betrachtung der Kohleflözgasvorräte auftreten. Die IEA vermutet ein Gesamtpotential von 118 Bill. m³. 45,6 Bill. m³ sind es laut BGR. Advanced Resources International geht sogar nur von einer globalen gewinnbaren Ressource von 23,5 Bill. m³ aus. Die IEA, ARI und BGR kommen hinsichtlich des förderbaren Potentials und der regionalen Konzentration zu völlig unterschiedlichen Ergebnissen (s. Tabelle 3). Einig sind sich die drei Organisationen darüber, dass die gewinnbaren Vorkommen größtenteils in Asien-Ozeanien, Nordamerika und in der Region der GUS-Staaten zu finden sind.

Nach der Studie der IEA sind 70 % der globalen förderbaren Mengen in dem Areal der GUS-Staaten (83 Bill. m³) zu finden. Die restlichen 30 % verteilen sich auf Nordamerika (21 Bill. m³) und Australien-Ozeanien (12 Bill. m³), wobei insbesondere in Australien mit enormen Vorkommen gerechnet wird (s. Tabelle 3).

Die BGR geht von einer weniger konzentrierten Verteilung aus. Sie berechnen das größte Potential für Asien-Ozeanien (18,9 Bill. m³). Die GUS-Länder (16 Bill. m³) verfügen zwar immerhin noch die zweitgrößten Vorkommen, aber deutlich weniger als laut Information der IEA.

Nach Angaben der ARI konzentrieren sich die wesentlich geringer geschätzten gewinnbaren Vorräte relativ gleichmäßig auf Asien-Ozeanien (28 %), Nordamerika (27 %) und die GUS (24 %). In Europa sind nach übereinstimmenden Angaben der ARI und BGR nur geringe Mengen förderbar (1,2 – 1,5 Bill. m³).

Tabelle 3: Gewinnbare Ressource Kohleflözgas in Bill. m³(Quelle: Eigene Darstellung nach ARI 2009, S.21; IEA 2011b, S.49; BGR 2011, S.52)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Eine mögliche Erklärung für die abweichenden Daten ist, dass auch Kohleflözgas aufgrund der teilweise gleichen Fördermethoden in manchen Staaten zu den konventionellen Erdgasen gezählt wird.^[28]

Insbesondere der gewinnbaren Shale Gasressource wird zuletzt große Bedeutung beigemessen, sodass in jüngster Vergangenheit zunehmend Studien hinsichtlich der Potentiale auch außerhalb der USA, veröffentlicht wurden. In Abbildung 3 ist ersichtlich, dass Erdgas weltweit in dichten Schiefergesteinen gespeichert ist.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: Globale Konzentration der Shale Gasressourcen (Quelle: EIA 2011c, S.3)

In Tabelle 4 sind zudem die Berechnungen der gewinnbaren Shale Gasvorkommen der einzelnen Regionen der verschiedenen Institute dargestellt.

Tabelle 4: Gewinnbare Ressource Shale Gas in Bill. m³ (Quelle: Eigene Darstellung nach EIA 2011c, S.4; IEA 2011b, S.49; BGR 2011, S.52)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die optimistischste Einschätzung stammt von der IEA, die bei aktuellen Rahmendbedingungen von einem Shale Gaspotential von 204 Bill. m³ ausgehen. 187,5 Bill. m³ sind es laut EIA und nur 172 Bill. m³ nach Angaben der BGR.

Die drei Organisationen sind sich bezüglich der regionalen Konzentration weitgehend einig. Alle Studien vermuten in Nordamerika die größte gewinnbare Ressource, wobei die Schätzung der BGR (47 Bill. m³) am pessimistischsten ist. Vorkommen in Südamerika (ca 35 Bill. m³), Afrika (ca. 30 Bill. m³) und Europa (ca. 18 Bill. m³) werden fast identisch beurteilt. Eine größere Diskrepanz gibt es ausschließlich in den Angaben zu der Region Asien-Ozeanien. Während IEA und EIA von ca. 51 Bill. m³ förderbaren Erdgases in dichten Schiefergesteinen ausgehen, vermutet die BGR nur 32 Bill. m³

Für die Region der GUS-Länder liegen lediglich Informationen der BGR vor, die eine Recoverable Ressource von 11 Bill. m³ errechnet haben (s. Tabelle 4).

Anhand von Tabelle 5, in der die gewinnbaren Shale Gasressourcen einzelner Länder abgebildet sind, wird deutlich, dass die voneinander abweichenden Angaben der Region Asien-Ozeanien hauptsächlich infolge der differierenden Einschätzungen Chinas zustande kommen.

Laut der Analyse der EIA beherbergt China mit 36.104 Mrd. m³ die größten Shale Gasvorräte. Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe vermutet hingegen nur ein förderbares Potential von 17.200 Mrd. m³ und sieht somit in den USA (24.410 Mrd. m³) die größten gewinnbaren Schiefergasressourcen. Ansonsten herrscht nur hinsichtlich der Größe des Reservoirs in Kanada Uneinigkeit (s. Tabelle 5).

Tabelle 5: Gewinnbare Shale Gasvorkommen nach Ländern in Mrd. m³ (Quelle: Eigene Darstellung nach EIA 2011c, S.4; BGR 2011 ,S.52)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Weniger Informationen liegen aus bereits genannten Gründen über die Tight Gas-Vorkommen vor. Die IEA veröffentlichte allerdings 2011 in ihrem Sonderbericht „ Are We Entering A Golden Age Of Gas?” eine Abschätzung über mögliche abbaubare Ressourcen. Demnach sind die förderbaren Tight Gas Potentiale weltweit im Vergleich zu Shale Gas und Kohleflözgas am gleichmäßigsten verteilt, wie der Abbildung 4 zu entnehmen ist.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Förderbare Tight Gaspotentiale (Eigene Darstellung nach IEA 2011b, S.49)

Nach Informationen der IEA sind die größten Vorräte in Asien-Ozeanien (20 Bill. m³) zu finden, gefolgt von Nord- und Südamerika (16 bzw. 15 Bill. m³). Auch in den restlichen Teilen der Welt, wie den GUS-Staaten (11 Bill. m³), Afrika (9 Bill. m³) oder dem Nahen Osten (9 Bill. m³), sind relativ große Vorkommen erforscht worden. Nur in Europa wurden laut dieser Studie keine signifikanten entnehmbaren Ressourcen nachgewiesen (s. Abbildung 4).

2.2.3 Nachgewiesene Reserven

Im Gegensatz zu den konventionellen Reserven ergibt sich bei der Betrachtung der Verteilung der unkonventionellen Reserven eine andere regionale Verteilung. Die Vorkommen konzentrieren sich zum größten Teil auf Nordamerika. Alleine die Vereinigten Staaten verfügen über zwei Drittel der unkonventionellen Reserven. 30 % sind in der Region Asien-Ozeanien nachgewiesen worden.^[29]

Shale Gas Reserven sind bisher nur in den USA erschlossen worden. Jedoch handelt es sich momentan „nur“ um 1.718 Mrd. m³, was nicht einmal einem Prozent des zurzeit technisch gewinnbaren Potentials entspricht.^[30]

Nur unwesentlich geringer ist, laut Angaben der BGR, die Reserve des Kohleflözgases, mit 1.626 Mrd. m³. Über die regional größte Reserve verfügt Australien (687 Mrd. m³). Kaum weniger wurden in den USA nachgewiesen (526 Mrd. m³). Auch in China wurden bereits 62 Mrd. m³ erschlossen.

Diese Mengen erscheinen im Vergleich zu den Ressourcenschätzungen sehr gering. Jedoch könnte mit den Reserven, gemessen an den Zahlen des Jahres 2010, immerhin der globale Erdgasverbrauch eines Jahres gedeckt werden.

Da Tight Gas schon seit längerer Zeit in geringen Mengen produziert wird und es in manchen Ländern nicht zum konventionellen Erdgas abgegrenzt wird, mangelt es an konkreten Zahlen hinsichtlich der nachgewiesenen Reserve.

2.2.4 Produktion

Insbesondere in den USA wird längst Erdgas aus nicht-konventionellen Lagerstätten gefördert. Bereits 1820 wurde im Bundesstaat New York das erste Erdgas aus Schieferformationen gewonnen. Aufgrund der Exploration konventioneller Gasfelder wurde die Produktion aber zeitnah wieder eingestellt.^[31]

Da die konventionellen Reserven mittlerweile ihr Fördermaximum erreicht haben, waren die Unternehmen gezwungen, in weniger produktiven Gesteinsformationen Bohrungen vorzunehmen. 2010 wurden bereits 348 Mrd. m³ unkonventionelles Erdgas produziert. Bei einer Erdgasförderung von insgesamt 600 Mrd. m³ in den Vereinigten Staaten bedeutet dies, dass in Amerika bereits heute mehr Erdgas aus alternativen Lagerstätten als aus konventionellen gewonnen wurde (s. Abbildung 5).

Bisher ist der Anteil der Förderung von Shale Gas, im Vergleich zu der Erdgasproduktion aus dichten Tonsteinen mit 23 % (135 Mrd. m³) an der US-Gesamtförderung noch geringer als die Tight Gasproduktion (153. Mrd. m³). Die Tight Gasgewinnung soll jedoch das Fördermaximum schon erreicht haben (s. Abbildung 5).

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Abbildung 5: Anteil des unkonventionelles Erdgas an der US-Erdgasproduktion in Mrd. m³ und % (Quelle: Eigene Darstellung nach IEA 2009b, S.398; EIA 2012, S.93)

Auch Kohleflözgas wird in den USA längst gefördert. Obwohl die USA über große Kohlevorkommen verfügen, stieg der Anteil an der Produktion in den letzten beiden Jahrzehnten nur langsam auf 10 % (rund 50 Mrd. m³) (s. Abbildung 5).

Weltweit wurden 2010, nach Informationen der IEA, bereits 413 Mrd. m³ Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten gefördert. Das entspricht 12 % der globalen Förderung. Neben den USA gehörten Kanada, Australien und China zu den Produzenten. Allerdings wurden allein 84 % der Menge in den USA (348 Mrd. m³) gefördert. Auch Kanadas Erdgasproduktion stammt immerhin zu mehr als einem Drittel aus unkonventionellen Lagerstätten (59,5 Mrd. m³).^[32]

Die Gewinnung In Australien und China beschränkte sich bisher auf Kohleflözgas. Im Vergleich zu den USA waren die Mengen aber äußerst gering. Australien förderte lediglich 2,8 Mrd. m³ (0.7 % der gesamten australischen Erdgasproduktion). China begann bereits 2005 mit der Produktion mit dem Ziel diese bis zum Jahr 2010 auf 10 Mrd. m³ pro Jahr auszuweiten. Allerdings wurde diese Vorgabe deutlich verfehlt. Tatsächlich wurden nur 1,2 Mrd. m³ (1,5 % der gesamten chinesischen Erdgasproduktion) Kohleflözgas gewonnen.

2.3 Wirtschaftliche Rahmenbedingungen

Ob Ressourcen zu Reserven werden und ob Erdgas aus nicht-konventionellen Lagerstätten produziert wird, hängt in erster Linie von zwei Faktoren ab. Zum einen sind das die wirtschaftlichen Bedingungen, wie zukünftige Preis und Kostenentwicklungen und zum anderen politische Rahmenbedingungen. Um den zukünftigen globalen Einfluss von nicht-konventionellen Erdgasen prognostizieren zu können, ist es fundamental zu verstehen, welche Faktoren die Förderung begünstigen. Abschnitt 3.3.1 basiert auf Entwicklungen bzw. Erfahrungen, die bisher in den USA gemacht wurden.

Aber nicht alle Experten gehen davon aus, dass in USA unkonventionelles Erdgas zu derart günstigen Preise produziert werden kann, wie es von der Industrie dargestellt wird. Die derzeitige Diskussion, warum das nicht für möglich gehalten wird und was die Industrie diesen Argumenten entgegnet, wird in Kapitel 2.3.2 dargestellt.

2.3.1 Erfolgsfaktoren in den USA

In den USA haben insbesondere zwei Entwicklungen zu einem Shale Gas-Boom geführt. Zum einen ist der Erdgaspreis zwischen 2000 und 2008 enorm angestiegen und zum anderen konnten die Produktionskosten um ein Vielfaches gesenkt werden. Diese Entwicklungen haben auch dazu beigetragen, dass neben der Erdgasgewinnung aus Schiefergesteinen, sowohl die Förderung von Tight Gas als auch von Kohleflözgas im Vergleich zu konventionellem Erdgas- wettbewerbsfähiger geworden ist (s. Abbildung 6).

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Abbildung 6: Langfristige Grenzkosten für konventionelle und unkonventionelle Erdgasfelder (Quelle: Eigene Darstellung nach Gény 2010, S.15)

Diese Faktoren können aber nicht nur getrennt voneinander betrachtet werden. Schließlich haben die gestiegenen Preise einen großen Einfluss auf Investitionen, vor allem in Forschung und Entwicklung und demzufolge auch auf die Kostenreduktion.

Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden werden. und Abbildung 5 veranschaulichen den Produktionsanstieg aus unkonventionellen Erdgasfeldern in Folge der Preissteigerungen. Die Preise waren zwar volatil, aber über den gesamten Zeitraum gesehen hat sich das Preisniveau zwischen 2000 und 2008 fast verdoppelt. Insbesondere die Förderung von Shale Gas hat, wie in Abbildung 5 zu erkennen, infolge dessen stark zugenommen.

Der entscheidende Schritt zur Kostenreduktion gelang 2006 durch die Kombination von horizontalem Bohren und hydraulischer Rissbildung. Beide Techniken waren zu diesem Zeitpunkt aber schon bekannt. Heute werden bereits 80 % aller Shale Gasfelder horizontal gebohrt, 2000 waren es lediglich 10 % (s. Abbildung 7).

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Abbildung 7: Entwicklung der Anzahl der horizontalen Bohrlöcher (Quelle: Gény 2010., S.27)

Bereits 1997 wurde im Barnett Shale in Texas die Technik des hydraulischen Stimulierens (allerdings ohne Chemikalien) angewandt. Auch das horizontale Bohren kam schon im Jahr 2003 zum Einsatz (s. Abbildung 7). Zur Anfangszeit wurden noch drei Monate benötigt, um 800 Meter horizontal zu bohren. Mittlerweile sind nur noch 30 Tage erforderlich um 1.200 Meter zu bohren. Letztendlich ist es kontinuierlichen Verbesserungen, sowie der Kombination der beiden Verfahren zu verdanken, dass Shale Gas kommerziell förderbar ist.^[33]

Ein Beispiel für diese Entwicklung zeigt Abbildung 8, in der die stetigen Kostenreduzierungen zur Erschließung eines Bohrloches im Marcellus Shale dargstellt sind.

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Abbildung 8: Entwicklung der Erschließungskosten am Beispiel des Marcellus Shale (Quelle: Eigene Darstellung nach Gény 2010, S.83)

Während die Erschließung des ersten Bohrloches noch 7,5 Mio. Dollar gekostet hat, ist dies inzwischen deutlich günstiger. Dank verbesserter Datenanaylse, Lerneffekten aus den ersten Bohrungen, logitsichen Prozessverbesserungen sowie weiteren technischen Entwicklungen ist dies mittlerweile für 4,3 Mio. Dollar möglich. Das bedeutet, dass die Erschließungskosten binnen weniger Jahre um 48 % gesenkt werden konnten. Ziel ist es, die Aufwendungen auf 3,9 Mio. Dollar zu reduzieren, womit die Kosten sich im Vergleich zu den ersten Bohrungen fast halbieren würden (s. Abbildung 8).

Zu den oben genannten technischen Verbesserungen zählen das ab 2007 angewandte Verfahren des multiplen Bohrens, sowie das simultane Fracken in mehreren Ebenen. Bei dem multiplen Bohren, wird ausgehend von einer Hauptbohrung in mehrere Richtungen gebohrt. Damit hat sich die Größe der unterirdisch gebohrten Fläche um ein Vielfaches erhöht. Durch das zeitgleiche und stufenweise Fracken kann die Flüssigkeit auf mehreren Ebenen gleichzeitig eingepresst werden. Üblich war die simultane Rissbildung in den letzten Jahren auf bis zu 20 Ebenen.^[34]

[...]

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^[1] Vgl. IEA (2011), S.544ff.

^[2] Vgl. EIA (2012), S.92.

^[3] Vgl. Engerer; Horn (2010), S.11.

^[4] Vgl. IEA (2010a), S.181.

^[5] Vgl. EIA (2011a), S.52.

^[6] Vgl. Fell; Papp (2010), S.6f.

^[7] Vgl. Fell; Papp (2010), S.10.

^[8] Vgl. Horsfield; di Primio und Schulz (2011), S.25.

^[9] Vgl. BGR (2009), S.92.

^[10] Darcy und milliDarcy (mD) sind Kennzahlen, die die Permeabilität beschreiben.

^[11] Vgl. Engerer; Horn (2010), S.10.

^[12] Vgl. Horsfield; di Primio und Schulz (2011), S.25.

^[13] Vgl. Trueb (2012), S.5.

^[14] Vgl. ASPO (2010), S.6.

^[15] Vgl. Europäisches Parlament (2011), S.20.

^[16] Vgl. WEG (2008), S.23ff.

^[17] Vgl. Europäisches Parlament (2011), S.30.

^[18] Vgl. IEA (2012), S:21.

^[19] Vgl. IEA (2010a), S.182.

^[20] Vgl. BGR (2009), S.96f.

^[21] Vgl. IEA(2009), S.399.

^[22] Vgl. BGR (2009),S.100f.

^[23] Definitionen der Kennzahlen befinden sich im Anhang Kapitel A.1.1.

^[24] Vgl. EIA (2011c), S.6f.

^[25] Vgl. Rogner (1997).

^[26] Vgl. Gény (2010), S.5f.

^[27] Definition siehe Kapitel A 1.1.2.

^[28] Vgl. BGR (2009), S.97.

^[29] Vgl. BGR (2011), S.53.

^[30] Vgl. BGR (2011), S.53.

^[31] Vgl. IEA (2009b), S.401.

^[32] Vgl. IEA (2012), S.102ff.

^[33] Vgl. IEA (2012), S.54.

^[34] Vgl. IEA (2012), S.401.