Veredelung und Handel fossiler Energieträger

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1 Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen Lehrstuhl für Geologie, Geochemie und Lagerstätten des Erdöls und der Kohle (LEK) Veredelung und Handel fossiler Energieträger Ergebnisbericht der Studieneinheit vom WS 2010/2011 Autoren: Johannes Böcker Christian Schütz Ben Laurich Ruth Moschet Stefan Pietralla Patrick Friedrichs Simon Baer Betreuer: B.M. Krooß, B. Plüschke

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3 KAPITELÜBERSICHT I Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker II Aufbereitung und Veredlung von Erdöl und Erdgas: Von der Förderbohrung in den Tanker, Entschwefelung, Phasentrennung; Raffinerietechnik und kapazitäten Christian Schütz III Entwicklungen der Kokereiindustrie: Technologische und wirtschaftliche Betrachtungen Ben Laurich IV LNG Technologie Ruth Moschet V Nichtkonventionelles Erdöl und Erdgas: Exploration und Produktion Stefan Pietralla VI Handel, Märkte, Preisbildung Patrick Friedrichs VII Gasification Simon Baer iii

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5 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker I. Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker Das vorliegende Kapitel gibt eine Übersicht über die weltweite Verteilung von Kohlenwasserstoffressourcen. Anschließend werden für die Energierohstoffe Erdöl, Erdgas und Kohle die Förder- und Verbrauchdaten sowie die Handelswege dargestellt. I-1

6 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker I.1. Einleitung Die nicht-erneuerbaren, fossilen Energierohstoffe Erdöl, Erdgas und Kohle, sowie die Kernbrennstoffe Uran und Thorium, bilden zusammen mit einem Anteil von 87 % am Primärenergieverbrauch 2006 das Rückgrat der Welt- Energieversorgung, ohne Kernbrennstoffe 81 % [IEA, 2008]. Der Energierohstoff mit der größten geologischen Verfügbarkeit ist Kohle. Weichbraun- und Hartkohle zusammen verfügen von allen nicht-erneuerbaren Energierohstoffen mit rund 55 % (722 Mrd. t SKE) an den Reserven und rund 76 % ( Mrd. t SKE) an den Ressourcen über das größte Potenzial. Dieses reicht aus um den absehbaren Bedarf für viele Jahrzehnte zu decken. Kohle rangiert unter den nicht-erneuerbaren Energierohstoffen mit einem weltweiten Primärenergieverbrauch-Anteil von rund 30 % (Hartkohle 28 %, Weichbraunkohle rund 2 %) bezüglich des Verbrauchs nach Erdöl auf Platz zwei. Bei der weltweiten brutto Stromerzeugung 2006 war Kohle mit einem Anteil von 40 % (7620 TWh) der wichtigste Energierohstoff [IEA, 2008]. Aufgrund des massenhaften Vorkommens und der weltweiten Verbreitung gilt Kohle als wichtigster Energierohstoff im Hinblick auf die Versorgungssicherheit. Erdgas verfügt über ein ausreichendes Potenzial, um in den nächsten Jahrzehnten die Rolle einer Brückenenergie hin zu erneuerbaren Energien zu leisten. Die konventionellen Erdgasreserven weisen eine starke regionale Konzentration auf. So verfügen die drei führenden erdgasreichsten Länder Russland, Iran und Katar über mehr als die Hälfte der Reserven. Nachteilig im Vergleich zu Erdöl und Kohle sind die hohen spezifischen Transportkosten von Erdgas. Nicht-konventionelles Erdgas, insbesondere Erdgas aus dichten Gesteinen und Kohleflözgas, wird künftig eine größere Rolle bei der Deckung des Erdgasbedarfs spielen. Der wichtigste Energierohstoff ist Erdöl und wird es in naher Zukunft auch bleiben. Ausgehend vom gegenwärtigen Erschöpfungsgrad der Reserven wird konventionelles Erdöl allerdings in absehbarer Zeit nicht mehr im bisherigen Maße zur Verfügung stehen. Unter den gegebenen Rahmenbedingungen des Erdölmarktes wird bei einer optimalen Nutzung der Reserven und Ressourcen das globale Maximum der Förderung von I-2

7 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker konventionellem Erdöl um 2020 erreicht werden und die künftige Erdölförderung wird einen Wert von 4,7 Gt pro Jahr nicht überschreiten [BGR, 2009]. Wie bei Erdgas konzentrieren sich die verbleibenden Reserven zunehmend auf die Strategische Ellipse (vom Nahen Osten über den Kaspischen Raum bis in den Norden Russlands). Zusätzliches Erdöl- und Erdgaspotenzial wird in den Frontiergebieten der Arktis und der Tiefwasserbereiche der Kontinentränder erwartet. Die kritische Situation von Erdöl wird auch deutlich aus dem Überblick von Reserven und Ressourcen der fossilen Energierohstoffe (Abb.1). Während Kohle das bei weitem größte Potenzial hat, zeichnet sich auch für Erdgas ein noch entspanntes Bild ab. Erdöl ist der Energierohstoff der Erde, dessen Vorräte am weitesten erschöpft sind. Abbildung 1: Angebotssituation fossiler Energierohstoffe 2008 [BGR, 2009 mit Daten aus IEA; 2008b] I-3

8 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker Abbildung 2: Importabhängigkeit und Selbstversorgungsgrad Deutschlands bei Primärenergieträgern [BGR, 2010] In Deutschland liegt besonders bei Erdöl der Selbstversorgungsgrad bei unter 3 %, so dass hier eine große Importabhängigkeit vorhanden ist. Aber auch Erdgas wird zu 84 % und Steinkohle zu 72 % wird in Deutschland importiert. Bei Erdgas zeigt sich ein steigender Bedarf und nachlassende Eigenförderung, bei Kohle ein geringer Verbrauch und stark erhöhte Importe bzw. erhöhte Importabhängigkeit, durch die Schließung deutscher Zechen und des für 2018 geplanten Ausstiegs aus der subventionierten Steinkohleförderung. Der Selbst-versorgungsgrad von Braunkohle lag hingegen bei nahezu 100 % in den vergangenen 10 Jahren (vgl. Abb.2). I.2. Kohlenwasserstoffreserven nach politischen Gruppierungen Die Energierohstoffe sind als natürliche Rohstoffe weltweit verbreitet und kommen in großen Mengen und in vielfältiger Form in der Erdkruste vor. Eine besondere Dominanz der künftigen konventionellen Erdöl- und I-4

9 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker Erdgasförderung zeigt sich bei der OPEC 1, dreiviertel der Erdölreserven und die Hälfte der Erdgasreserven fällt auf diese Staaten, insbesondere auf die Staaten der Golf-Region (vgl. Abb.3). Abbildung 3: Verteilung der Reserven von konventionellem Erdöl und Erdgas 2007 nach wirtschaftspolitischen Gruppierungen [BGR, 2009] 1 Organisation erdölexportierender Länder; OPEC-Mitgliedsstaaten: Algerien, Angola, Ecuador, Irak, Iran, Katar, Kuwait, Libyen, Nigeria, Saudi-Arabien, Vereinigte Arabische Emirate, Venezuela I-5

10 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker I.3. Transport der Energierohstoffe Erdöl und Erdgas Die ersten Erdöl- und Erdgaspipelines wurden Ende des 19. Jahrhunderts errichtet. Seitdem wurden weltweit über 1,5 Mio. km Hochdruck-Temperatur- Pipelines (ohne Wasserpipelines und Niedrigdruck-Verteilungs-Pipelines) konstruiert, diese Zahl soll sich bis 2030 verdoppeln [CALLAN, 2008]. Der Pipelinetransport stellt hierbei die sicherste und wirtschaftlichste Methode zum Transport von flüssigen oder gasförmigen Kohlenwasserstoffen. Durch einen riesigen, grenzüberschreitenden Verbund von Pipelines strömt Erdgas und Erdöl aus Quellen in Russland, Norwegen, den Niederlanden, Dänemark, Großbritannien, Nordafrika und dem Nahen Osten zu den Verbrauchern in Europa. Mit km sind diese Hochdruckleitungen allein in Deutschland etwa so lang wie der Erdumfang [RWE, 2007]. Durch insgesamt km Gasleitungen strömt Erdgas in Deutschland bis zu den Endverbraucher [GAZPROM, 2010]. I.3.1. Erdöl Erdöl, ein Sammelbegriff für ein natürlich vorkommendes, flüssiges Gemisch aus Kohlenwasserstoffen, ist in seiner chemischen Zusammensetzung und den physikalischen Eigenschaften stark variabel. Frisch gefördertes Rohöl ist dünnbis zähflüssig, strohfarbig bis schwarzbraun und hat meist eine Dichte zwischen 0,78 und 1,0 g/cm³. Dichte, Viskosität und Stockpunkt sind wichtige physikalische Eigenschaften zur Charakterisierung des Erdöls. Erdöl ist je nach Herkunft geochemisch unterschiedlich zusammengesetzt. Es enthält flüssige, aber auch gelöste gasförmige und feste Kohlenwasserstoffe, darunter Alkane (Paraffine), Zykloalkane (Naphthene) und Aromate. Darüber hinaus enthält Erdöl 0,1 bis 7 % Schwefel gebunden an Molekültypen wie Thiole, Thiophene und heterozyklische Verbindungen, ferner Stickstoffverbindungen, Naphthensäuren sowie hochmolekulare kolloidale Stoffe, in denen auch Spuren von Metallen wie Nickel und Vanadium gebunden sein können [BGR, 2009]. I-6

11 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker Nach der Abscheidung (Abtrennung) von Gas und Salzwasser kann das Öl dann durch Pipelines in benachbarte Verarbeitungsanlagen oder zum Weitertransport nach Verschiffungshäfen fließen. Ende 2008 wurde von der BGR ein Gesamtpotenzial an konventionellem Erdöl in Höhe von 419 Gt ausgewiesen [BGR, 2010]. Seit Ende der 1980er Jahre schwanken die publizierten Schätzungen für das Gesamtpotenzial zwischen 300 und 500 Gt mit den Mittelwert um 400 Gt. Bezogen auf die wirtschaftspolitischen Gruppierungen entfällt auf die OPEC mit etwa 210 Gt über 52 % des Gesamtpotenzials, wobei hier erst gut ein Viertel des Erdöls gefördert ist. Die OECD-Staaten erreichen nur 79 Gt, von denen bereits fast 63 % gefördert sind. Hohe Zuwächse beim Gesamtpotential haben sich seit 2003 für den Nahen Osten ergeben mit zusätzlich 12,2 Gt, die GUS mit plus 8,0 Gt, Afrika plus 6,9 Gt, Lateinamerika plus 5,2 Gt und Nordamerika plus 5,0 Gt sowie in geringerem Umfang für Austral-Asien und Europa mit zusätzlich 1,9 bzw. 1,2 Gt [BGR, 2009]. Abbildung 4: Gesamtpotenzial konventionelles Erdöl nach Regionen 2009 (419 Gt) [BGR, 2010] Von den Erdölreserven entfallen etwa 41 Gt (26 %) auf offshore-gebiete [BGR, 2009; S.37]. Von diesen offshore-reserven lagern 11 Gt in Tiefwasserbereichen mit Wassertiefen größer 500 m. Die offshore-reserven überwiegen in Europa I-7

12 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker und Austral-Asien. Die höchsten offshore-reserven besitzt der Nahe Osten. Seit 2006 stammen etwa 50 % aller neu gefundenen Reserven aus dem Tiefwasser [BGR, 2010]. I Aktuelle Erdölförderung Im Jahre 2009 wurden weltweit 3809,5 Mt Erdöl gefördert (minus 2,5 %), 2008 waren es 3934,7 Mt [BGR, 2010]. Die bedeutendsten Förderländer 2009 waren Russland (493,7 Mt), Saudi-Arabien (459,5 Mt), die USA (325,3 Mt), Iran (202,4 Mt) und die Volksrepublik China (189,0 Mt). Diese fünf Länder hatten 2009 zusammen 43,8 % an der Welterdölförderung [BGR 2010]. In Europa befinden sich große Fördergebiete in Norwegen und Großbritannien. Tabelle 1: Aktuelle Erdölförderung [BGR, 2010; BGR, 2009; BGR, 2009 b] Rang(2009) Land Anteil in % 2009 kumuliert 1. Russland 515,9 323,3 491,3 488,5 493,7 13,0 13,0 2. Saudi-Arabien 342,6 456,3 494,2 515,3 459,5 12,1 24,9 3. USA 416,6 352,6 309,8 304,9 325,3 8,5 33,6 4. Iran 162,8 189,4 209,7 209,9 202,4 5,3 38,9 5. China 138,3 162,6 186,7 195,1 189,0 5,0 43,8 6. Kanada 92,6 126,9 159,5 157,7 155,7 4,1 47,9 7. Mexiko 146,3 171,2 172,7 157,7 130,1 3,4 51,3 8. Venezuela 115,9 167,3 133,9 131,5 124,8 3,3 54,6 9. Irak 105,3 128,8 105,2 119,3 121,8 3,2 57,8 10. Kuwait 46,8 109,1 129,9 137,2 121,3 3,2 61,0 11. VAE 107,5 123,1 135,1 137,3 120,6 3,2 64,2 12. Norwegen 82,1 160,2 118,6 114,1 115,5 3,0 67,2 13. Brasilien 32,3 63,2 90,4 93,9 100,4 2,6 69,8 14. Nigeria 91,6 105,4 112,1 103,1 99,1 2,6 72,4 15. Angola 23,4 36,9 82,5 92,2 87,4 2,3 76,8 I-8

13 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker Veränderungen gegenüber 2000 gab es auch in der Rangfolge der zehn wichtigsten Förderländer. Russland, 2009 Spitzenreiter, stand im Jahr 2000 noch an 3. Stelle der Erdölförderer. Norwegen und Großbritannien schieden aus den Top 10 aus. Unter den zehn größten Förderländern sind 2009 fünf OPEC- Staaten vertreten. Die deutsche Erdölproduktion lag 2009 mit 2,8 Mio. t um 8 % unter Vorjahresniveau [WEG, 2009]. Nach wirtschaftspolitischen Gruppen entfallen auf die OPEC 40 % der Weltförderung, davon 28 % auf die Golfstaaten der OPEC, auf die OECD 28 % mit nur 4 % auf die EU. Längerfristig dürfte der Anteil der OPEC an der Erdölförderung künftig weiter zunehmen. Die IEA (2008) erwartet für 2030, dass 51 % des Erdöls in der OPEC produziert werden. Nach einer BGR-Projektion könnte die Erdölförderung weltweit bis etwa 2035 gesteigert werden. In dieser als optimistisch anzusehenden Projektion kann die globale Erdölförderung etwa 4,5 Gt/a erreichen [BGR, 2010; S. 19]. I Aktueller globaler Erdölverbrauch Der globale Mineralölverbrauch erhöhte sich 2007 gegenüber 2001 um rund 460 Mt und erreichte mit ca. 3,95 Gt einen historischen Höhepunkt und 2009 sank der Welterdölverbrauch, insbesondere im Zuge der Finanzkrise und Wirtschaftskrise, wieder leicht, 2009 um knapp 25 Mt gegenüber 2008 auf 3884 Mt [BGR 2010]. Nach regionalen Ländergruppen zeigt der Verbrauch dabei eine sehr ungleichmäßige Verteilung. Während die OECD-Länder mit 2,2 Gt gut 56 % des Mineralöls verbrauchen, entfallen auf die OPEC-Staaten nur gut 9 %. Die verbrauchsstärksten Regionen sind Austral-Asien, gefolgt von Nordamerika und Europa (siehe Abb.5). I-9

14 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker Abbildung 5: Erdölförderung und Mineralölverbrauch 2007 nach Regionen [BGR, 2009] I Erdöltransport und Handel Ausschlaggebend für den Erdöltransport und die Handelsströme ist die Disparität zwischen den Hauptförderregionen und den wichtigsten Verbraucherregionen (vgl. Abb. 5). Folge ist, dass Rohöl weltweit gehandelt wird. I-10

15 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker Abbildung 6: Rohöleinfuhren Deutschlands [MWV, 2006] So wurden von dem 2009 geförderten Erdöl etwa zwei Drittel grenzüberschreitend per Tanker oder Pipeline transportiert und gehandelt. Kleinere Mengen wurden auch mit der Eisenbahn befördert. Weltweit wurden 2009 insgesamt Mt Rohöl exportiert, gut 90 Mt weniger als im Vorjahr, während die Importe um 70 Mt zunahmen. Die Rohölimporte Deutschlands gingen um 7 Mt (minus 4,4 %) auf 98,1 Mt zurück [BGR, 2010]. In Deutschland wird Erdöl aus verschiedenen Ländern importiert, wie aus Abb. 6 ersichtlich ist. Die wichtigsten Exportregionen weltweit waren 2009 der Nahe Osten mit ca. 37,6 % der Exporte, die GUS mit 17,5 % und Afrika mit 17,3 % [BGR, 2010] (vgl. Abb.7). Die führenden Erdölexportländer 2009 waren: Saudi-Arabien (313,4 Mt), Russland (247,4 Mt), Iran (111,6 Mt), Nigeria (108,0 Mt), die Vereinigten Arabischen Emirate (97,7 Mt), Kanada (97,1 Mt), Irak (95,3 Mt) und Norwegen (94,4 Mt). Auf die vier führenden Importländer USA, Japan, VR China und Südkorea entfiel fast die Hälfte der weltweiten Importe [BGR, 2010]. I-11

16 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker Abbildung 7: Welterdölhandel (Rohöl und Erdölprodukte) 2007 in Mt [BGR, nach BP, 2008 ohne Berücksichtigung des Transportes innerhalb der Regionen. (Import- und Exportwerte wurden aus IEA (2008a), BP (2008), OPEC Annual Statistical Bulletin 2007 sowie nationale Angaben ermittelt.)] Erdöl kann grundsätzlich in zwei verschiedenen Methoden transportiert werden: o Transport in Behältern (Tanks per Straße Schiene Schiff) o und die zweitens per Pipeline. Moderne Hochseetanker haben ein Kammersystem, zur leichteren Partitionierung der Ladung. Hochseetanker werden in Tanker für dunkle und helle Ladungen eingeteilt: Helle Ladungen sind Benzin, Dieselöl, Petroleum, Kerosin, usw., dunkle sind Rohöl, Heizöl, etc. Öltanker, die den europäischen Markt mit Rohöl aus den erdölfördernden Ländern versorgen, haben fast immer eine Größe von über Bruttoregistertonnen. Rohöl wird im beheizten Zustand geladen und wird während der gesamten Seereise weiterhin beheizt, um im Löschhafen abgepumpt werden zu können [Berufsbildungsstelle Seeschiffahrt e.v, 2010]. Zur Beheizung der Ladung sind daher ausreichend dimensionierte Kesselanlagen an Bord installiert. Der größte jemals gebaute Öltanker, die I-12

17 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker Jahre Viking (später umbenannt in "Knock Nevis"), konnte 652 Millionen Liter Rohöl laden (2010 abgewrackt). Erdöl wird in der Binnenschifffahrt kaum transportiert und spielt nur eine untergeordnete Rolle. Der größte Binnentanker kann bis zu 9900 Tonnen transportieren, noch größere sind im Bau. Da Geschwindigkeit beim Transport von Erdöl nicht so wichtig ist, sind Öltanker, meist schwerölbetriebenen, mit etwa 15 Knoten (28 km/h) relativ langsame Schiffe [Berufsbildungsstelle Seeschiffahrt e.v, 2010]. Wichtige Tankerrouten verlaufen vom Nahen Osten v. a. nach Japan und den USA. Von Westafrika werden Westeuropa und die USA beliefert und von Nordafrika v. a. Westeuropa (vgl. Abb. 7). Der Transport des Erdöls erfolgt innerhalb der Kontinente meist durch Pipelines. Zu den wichtigsten Pipelinesystemen gehören die Trans-Alaska-Pipeline in den USA, die europäische Transalpine Ölleitung (TAL), die Nord-West-Ölleitung (NWO) und die Mitteleuropäische Rohölleitung (MERO). Sie versorgen auch den Nordwesten und Süden Deutschlands mit Rohöl. Die Raffinerien in Ostdeutschland werden von der russischen Ölleitung Drushba (russisch: Freundschaft) versorgt. Pipelines verbinden vorrangig Seehäfen mit Rohölanlandung (z. B. Wilhelmshaven, Rotterdam, Triest) mit den Raffinerien im Binnenland. In Deutschland werden so alle 15 Raffineriestandorte versorgt. Das Rohöl wird dort in Tanks mit Volumina bis m³ zwischengelagert und dann auf Abruf über Pipelines zu den Raffinerien transportiert [MWV, 2006]. Bei Erdöl beträgt die Transportgeschwindigkeit typischerweise 3 5 km/h. Die Raffinerien werden für die Verteilung der Produkte mit der weiterverarbeitenden Industrie (z. B. Chemie) oder mit Großabnehmern (z. B. Verteiler- Tanklager, Flughäfen) verbunden. Rohöl und Produkte werden in Partien (batches) transportiert. Rohölpartien werden unmittelbar nacheinander ohne jegliche Trennung transportiert. Eine Trennung verschiedener Rohölsorten ist nur in Ausnahmefällen erforderlich, da die Vermischung sehr gering ist und z.b. bei Batchgrößen von m³ deutlich unter einem Prozent liegt. Ein flaches Strömungsprofil in den Pipelines verhindert I-13

18 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker selbst bei Transporten über Hunderte von Kilometern nennenswerte Vermischungszonen. Bei dem Transport von Mineralölprodukten ist es dagegen fast immer erforderlich, die Produkte möglichst sortenrein zu trennen, um die Produktqualität zu erhalten [MWV, 2006]. Zwischen den Kontinenten, wie aus dem Nahen Osten nach Europa, Asien und Amerika, von Afrika nach Europa und Amerika, sowie von Lateinamerika nach Nordamerika, geschieht der Transport mit Tankern oder Tanker- und Pipelinetransport kombiniert. Der Tankertransport überwog 2007 mit einem Anteil von etwa 75 bis 80 % [BGR, 2009]. Für Erdöl ist der Transport mit Tankern billiger als der Transport per Pipeline. Einflussfaktoren sind die Rohstoffpreise, die Größe der Tanker bzw. die Kapazität der Pipelines und generelle Marktsituation. In Zeiten hoher Preise und knapper Transportkapazitäten können die Frachtkosten deutlich ansteigen. In den zurückliegenden Jahren wurden einige große Pipelineprojekte verwirklicht, die insbesondere für die Versorgung Europas bedeutsam sind. So wurden die Pipelines Caspian Pipeline Consortium Projekt (CPC) und Baku-Tbilissi-Ceyhan (BTC) in Betrieb genommen, die Erdöl aus dem Kaspischen Raum zu Häfen am Schwarzen Meer und am Mittelmeer transportieren (vgl. Abb. 8). Spezifische Transportkosten bezogen auf den Energiegehalt stellen sich für Erdöl insbesondere aufgrund der deutlich höheren Energiedichte erheblich niedriger dar als für Erdgas. Das ist auch ein Grund dafür, dass sich ein weltumspannender Handel mit Erdgas bislang kaum ausgebildet hat [BGR, I-14

19 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker 2009]. Abbildung 8: Öl und Gas Pipelinenetzwerk [Inogate, 2002] I.3.2. Erdgas Erdgas ist ein in der Erdkruste vorkommendes Gasgemisch. Neben Methan als Hauptkomponente von Erdgas können weitere Bestandteile wie Ethan und Propan sowie nichtbrennbare Gase wie Stickstoff, Kohlendioxid, Schwefelwasserstoff und Helium enthalten sein. Erdgas kommt in großem Umfang in natürlichen unterirdischen Lagerstätten vor, es kann gemeinsam mit Erdöl als so genanntes Erdölgas entstehen oder aus Kohlen gebildet werden. Das Gas erreicht den Endverbraucher auf dem Landweg über aufwändige Pipeline-Systeme oder wird über den Seeweg in Spezialtankern verschifft. I-15

20 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker Je nach Gehalt an Schwefelwasserstoff (H2S) unterscheidet man Sauergas (über 1 Vol.-% H 2 S), Armgas (unter 1 Vol.-% H 2 S) und Süßgas (kein H2S und unter 2 Vol.-% CO 2 ). So genanntes nasses Erdgas kommt in vielen Lagerstätten zusammen mit Erdöl vor. Da es mehr Anteile an größeren Kohlenwasserstoffmolekülen als Methan enthält, kondensieren bei Abkühlung flüssige Kohlenwasserstoffgemische (Flüssiggas), Kondensat oder Gasbenzin aus. Erdgas bezeichnet man als trocken, wenn es ohne die Abscheidung von Kondensat abgekühlt werden kann. Das Gesamtpotential an konventionellem Erdgas wurde 2009 von der BGR auf 525 Bill. m³ berechnet 2. Die Verteilung Gesamtpotentials nach Regionen ist in Abbildung 9 dargestellt. Abbildung 9: Gesamtpotenzial konventionelles Erdgas 2009 (525 Bill. m³) [BGR, 2010] I Aktuelle Erdgasförderung und Erdgasverbrauch Während die Erdgasförderung in den vorangegangenen Jahren hohe Steigerungsraten aufwies, ging sie 2009 nachfragebedingt zurück und betrug gut 2 Info: Energieäquivalent 1 l Heizöl EL (extra leicht) entspricht 1 m³ Erdgas (Klasse L) I-16

21 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker 3 Bill. m³. Der Welt-Erdgasverbrauch lag im Jahr 2009 gut 3 % unter dem Verbrauch des Vorjahres [BGR, 2010]. Während die OECD-Länder mit über 1,5 Bill. m³ gut 50 % des weltweit geförderten Erdgases verbrauchten, entfielen auf die OPEC nur knapp 12 %. Der Verbrauch an Erdgas konzentrierte sich im Wesentlichen auf drei Regionen: Nordamerika, die GUS und Europa. Beim Vergleich von Erdgasverbrauch und -förderung (Abb.10) ergeben sich Unterschiede, die aber geringer ausfallen als die entsprechenden Betrachtungen für Erdöl (vgl. Abb. 5). Deutliche Unterschiede zwischen Erdgasförderung und verbrauch weist Europa auf. Der Verbrauch in Europa kann nur durch erhebliche Importe von Erdgas gedeckt werden. Umgekehrt stellt sich die Situation für Länder der GUS dar, die Hauptlieferanten für die europäischen Länder (vgl. Abb. 10). Abbildung 10: Erdgasförderung und Erdgasverbrauch 2007 [BGR, 2009] Die größten Erdgasförderer 2009 waren mit großen Abstand die USA und Russland, beide förderten 2009 knapp 20 % der weltweiten geförderten 3.041,5 Mrd. m³ Erdgas. Dahinter folgen Kanada, Iran, Norwegen, Katar, China, Algerien, Saudi-Arabien und die Niederlanden mit Werten von 5,3 % bis 2,4 % an der Weltförderung 2009 [BGR, 2010]. Seit 2001 ist der Erdgasverbrauch in allen Regionen gestiegen. Die größten prozentualen Zuwächse entfallen dabei auf Afrika, Austral-Asien und den Nahen Osten. Von den zehn größten Erdgas-Verbraucherländern 2009 beanspruchen I-17

22 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker allein die USA mit 646,6 Mrd. m³ über ein Fünftel (21,9 %) des gesamten globalen Erdgasverbrauches [BGR, 2010]. Einen hohen Erdgasverbrauch 2009 weist zudem Russland mit 389,7 Mrd. m³ auf [BGR, 2010], der Erdgasanteil am dortigen Primärenergieverbrauch beträgt über 50 % [BGR, 2009]. Die anderen Erdgasverbraucher fallen im Vergleich dazu deutlich ab. Nachfolgend kommen der Iran, Kanada und Deutschland an fünfter Stelle der Erdgasverbraucher mit einem Anteil von knapp 3,1 % am Gesamtvolumen Abbildung 11: Abhängigkeiten der deutschen Erdgasversorgung [WEG, 2009] Die inländische Erdgasproduktion ist 2009 um 6,5 % auf 14,5 Mrd. m³ zurückgegangen. Hierfür ist in erster Linie der lagerstättenbedingte Rückgang der Produktionskapazitäten in älteren Feldern verantwortlich [WEG, 2009]. I Erdgastransport und Handel Vor dem Transport wird gefördertes Rohgas bereits auf dem Erdgasfeld aufbereitet. Bei Süßgas, das den Hauptanteil der Weltförderung ausmacht, trennt man vorwiegend Wasser (Trocknung), teilweise auch höhere Kohlenwasserstoffe ab. Bei saurem Erdgas werden Schwefelverbindungen in einem aufwändigen Reinigungsprozess, dem Gaswaschverfahren, entfernt. Dies ist notwendig, da Schwefelwasserstoff im Pipelinenetz zu unerwünschter Korrosion führt. Weiterhin entsteht bei der Verbrennung von Erdgas mit Schwefelwasserstoff der I-18

23 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker Schadstoff Schwefeldioxid, der äußerst umweltschädlich ist. Einige Rohgastypen erfordern auch die Abtrennung von CO 2 und N 2. Erdgas wird kontinental i.d.r. unterirdisch durch Pipelines mit bis zu 1,4 2 m Durchmesser transportiert. Um eine höhere Leitungseffizienz zu erhalten, erfolgt der Erdgastransport bei bis zu bar [RWE, 2007]. Um einem Druckabfall über lange Pipelinewege entgegenzuwirken, sind Verdichterstationen im Abstand von 100 bis 400 km, meistens zwischen 150 bis 200 km, erforderlich. Die Transportentfernungen für Erdgas können teilweise enorm sein. Von Westsibirien nach Westeuropa legt das Erdgas in Pipelines etwa 6000 km zurück [BGR, 2009], zunächst im Ferntransport über große Strecken mit bis zu 100 bar, dann zu den regionalen und örtlichen Gas-Verteilungsunternehmen in drei Druckstufen (Hoch-, Mittel- und Niederdruck) zwischen 70 und 0,1 bar. Wo möglich, werden Pipelines über Land gelegt, entweder eingegraben in die Erde oder aufgeständert, wie in den Permafrostregionen des Ural. Technisch aufwendiger und teurer ist die Verlegung im Meer mit besonders hohem Druck von bis zu 140 bar [RWE, 2007]. Bedingt durch den geringeren Energiegehalt pro Volumen entstehen höhere Transportkosten bei Erdgas als bei Erdöl und Kohle, und somit Wettbewerbsnachteile bei verbraucherfernen Lagerstätten. Außerdem wird Erdgas aufgrund des jahreszeitlich schwankenden Heizbedarfs in den Sommermonaten, da Erdgasproduktion, -aufbereitung und -transport weitgehend kontinuierlich erfolgen, in unterirdischen Erdgasspeichern zwischengespeichert. Erdgas kann auch in verflüssigter Form transportiert werden. Liquefied Natural Gas (LNG) besteht überwiegend aus Methan und Ethan und wird für Transportzwecke durch Abkühlung auf -164 C unter atmosphärischem Druck verflüssigt. Dadurch reduziert sich das ursprüngliche Gasvolumen auf ein Sechshundertstel. Somit können große Mengen in einem einzigen Tankschiff transportiert werden. Bei der Förderung nimmt der Druck des Roherdgases in der Lagerstätte nach einiger Zeit immer mehr ab, sodass am Ende mit Hilfe zusätzlicher Kompressoren das Roherdgas gefördert werden muss. I-19

24 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker Zur so genannten LNG-Kette gehören Anlagen zur Abscheidung von höheren Kohlenwasserstoffen sowie zur Kühlung und Verflüssigung des Gases. Weil verflüssigtes Erdgas in speziellen LNG-Tankschiffen drucklos transportiert wird, werden im weiteren Verlauf der LNG-Kette Verlade- und Anlandeterminals benötigt. Den Abschluss der LNG-Kette bilden Anlagen zur Verdampfung des verflüssigten Erdgases, um es wieder in ein Pipelinenetz einzuspeisen [BGR, 2009]. Beim Pipelinetransport von Erdgas hängen die Transportkosten stark von der Pipelinekapazität ab (Abb.12). So reduzieren sich bspw. die Transportkosten bei einer Erhöhung der Kapazität von 5 auf 20 Mrd. m³ um etwa die Hälfte. Der offshore-transport durch Pipelines ist um etwa 50 % teurer [BGR, 2009; S. 83]. Weiterhin vermindern Leckagen in den Pipelinenetzen, bei Verteilung und dem Endverbraucher, das wirtschaftlich nutzbare Erdgasvolumen um bis zu 1 % des Fördervolumens [BGR, 2009]. I-20

25 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker Abbildung 12: Transportkosten für Erdgas per Pipeline und als LNG in Abhängigkeit von der Kapazität 3 [nach Schwimmbeck, 2008; aus BGR, 2009] Durch den hohen Energiebedarf zur Verflüssigung des Erdgases sind die spezifischen Transportkosten beim LNG-Transport auf kurze Entfernungen deutlich höher als beim Transport per Pipeline (Abb.12). Erst ab ca km ist der LNG günstiger als der Pipelinetransport. Da der LNG-Transport an die Weltmeere gebunden ist und existieren zwei große Märkte, an den asiatischen Küsten und im atlantischen Raum. Für die Belieferung des LNG-Marktes kommen daher bevorzugt küstennahe oder offshore-felder in Frage. IEA [2010] und BGR [2010] rechnen mit steigenden LNG-Anteilen am Erdgashandel, mit größeren Einheiten bei Verflüssigungsanlagen und Tankern zur Kostenreduzierung. Besonders große Zuwächse bei der Nachfrage nach LNG sind von Indien und China, aber auch Großbritannien und den USA zu erwarten. Der Transport von Erdgas wird aber auch zukünftig zum größten Teil durch Pipelines erfolgen BGR [2010]. In Europa wird die Versorgung mit Pipelinegas aus Russland, Norwegen, Nordafrika und möglicherweise aus dem Iran bestimmend bleiben [BGR, 2009; 3 MMBTU= million British thermal unit 1 MMBTU= BTU = 1055, MJ 293,071 kwh I-21

26 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker BGR 2010]. LNG wird jedoch seinen Beitrag zur Diversifizierung der Erdgasversorgung leisten. Die Transportoption LNG stellt ferner als konkurrierende Transportmethode ein Druckmittel dar, was zu geringeren Pipelinekosten führen wird. I Erdgasexport und regionale Erdgas-Märkte Durch den dominanten Pipelinetransport und limitierte Entfernungen zwischen Produktionsort und Verbraucher gibt es keinen Weltmarkt für Erdgas wie bei Erdöl und Kohle sondern regional begrenzte Märkte (Abb.13). Produzenten und Verbraucher sind innerhalb dieser Märkte durch langfristige Lieferverträge gebunden, um die hohen Investitionen für den Aufbau der Infrastruktur abzusichern. Weltweit existieren vier regionale Erdgasmärkte: Der nordamerikanische (NAFTA-Staaten) und der südamerikanische Erdgasmarkt, in denen Erdgas praktisch nur leitungsgebunden gehandelt wird, der asiatische Erdgasmarkt, der ein fast reiner LNG-Markt ist und in dem das verflüssigte Erdgas über große Entfernungen per Tanker transportiert werden muss sowie der europäische Erdgasmarkt (Hauptproduzenten: Russland, Nordafrika, Norwegen und die Niederlande) wurden etwa 880 Mrd. m³ Erdgas (2007 noch ca. 920 Mrd. m³), rund 29 % der weltweiten Erdgasförderung, grenzüberschreitend (ohne Transithandel) gehandelt, davon gut ein Viertel (243 Mrd. m³) als verflüssigtes Erdgas (LNG) [BGR, 2010]. Am Export von Erdgas in Form von LNG waren 2007 insgesamt 15 Länder beteiligt. Größter LNG-Exporteur war Katar, gefolgt von Malaysia und Indonesien. Die sechs wichtigsten Exportländer Russland (173,7 Mrd. m 3 ), Norwegen (98,9 Mrd. m 3 ), Kanada (92,2 Mrd. m 3 ), Katar (68,2 Mrd. m 3 ), Algerien (52,7 Mrd. m 3 ) und die Niederlande (49,7 Mrd.m 3 ) tätigten 2009 über 60 % der globalen Erdgasexporte [BGR, 2010]. Dies zeigt, dass auf dem Erdgasmarkt nur wenige Anbieter Erdgas in größeren Mengen liefern können (vgl. Abb.13). Deutschland lag mit 11,5 Mrd. m 3 auf Platz 19 der Exportländer was auf zwischengespeicherte Reserven in großen untertätigen Erdgasspeichern zurückzuführen ist. Dieses I-22

27 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker waren meist kleinere Mengen über den Pipelinetransportweg, z.b. nach Frankreich (3,3 Mrd. m 3 ), die Niederlanden (1, 4 Mrd. m 3 ), Italien (1, 4 Mrd. m 3 ), die Schweiz, Ungarn, Österreich und Luxemburg [BP, 2010]. Abbildung 13: Welt-Erdgashandel 2007 in Mrd. m³ [BGR, 2009 (Daten nach BP, 2008)] Die USA, Deutschland, Japan, Italien, Frankreich und das Vereinigtes Königreich waren 2009 die sechs führenden Importländer mit Erdgasvolumina von über 40 Mrd. m³ entsprechend 50 % des globalen Importvolumens [BGR, 2010]. Im Jahr 2007 importierten 17 Länder LNG. Japan dominiert hier mit einem Anteil von gut 39 % [BGR, 2009]. Aus regionaler Sicht ist der asiatische Erdgasmarkt als fast reiner LNG-Markt vorherrschend, da er über 65 % der LNG-Importe aufnimmt. Europa folgt mit einem LNG-Anteil von knapp 24 %. I Pipelinenetz und LNG-Netz in Europa Für den Erdgastransport verfügt der europäische Erdgasmarkt über ein sehr ausgedehntes Pipelinenetznetz, das die großen Förderregionen in West-Sibirien, im Wolga-Ural- Gebiet, in der Nordsee und in Nordafrika mit den Hauptverbraucherregionen in Westeuropa und dem Westteil der GUS verbindet (Abb.14). I-23

28 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker Abbildung 14: Europäischer Erdgasverbund und Pipelineprojekte [BGR, 2009] Das russische Erdgas-Fernleitungsnetz hat bisher eine Länge von knapp km mit einer Kapazität von 600 Mrd. m³/a [BGR, 2009]. Dazu sind gegenwärtig große Pipelineprojekte zur Sicherung des steigenden Importbedarfs von Europa in Planung beziehungsweise im Bau. Bezogen auf russische Lieferungen sind dies die Nord-Stream-Pipeline durch die Ostsee und die South- Stream-Pipeline durch das Schwarze Meer und über den Balkan [IEA, 2009]. Für Lieferungen aus Zentralasien und dem Iran sind die Projekte Nabucco und Trans-Adria-Pipeline von Bedeutung. Lieferungen aus Nordafrika sollen über die Medgas- und Gasli-Projekte (Algerien) sowie über die Green-Stream-Pipeline (Libyen) ermöglicht werden (siehe Abb. 14). In Europa angelandetes LNG stammt mit 27,1 Mrd. m³ (Stand: 2007) zu über 50 % aus Algerien, Ägypten und Libyen [BGR, 2009]. Hohe LNG-Anteile am Erdgasbedarf von mehr als 30 % weisen die Atlantikanrainer Spanien, Portugal und Frankreich auf. Etwa 20 % beträgt der LNG-Anteil in den Mittelmeeranrainern Griechenland und Türkei. Ein Ausbau bzw. Neubau von Anlandekapazitäten für LNG ist sowohl im Atlantik- und Mittelmeerraum als auch I-24

29 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker in der Nord- und Ostsee vorgesehen. Der zunehmende LNG-Transport und die einsetzende Förderung von heimischem nicht-konventionellem Erdgas werden die Erdgasversorgung Europas weiter diversifizieren [BGR, 2010]. I.3.3. Energierohstoff Kohle Kohle nahm im Jahr 2009 mit einem Anteil von rund 29 % (Hartkohle 27,6 %, Weichbraunkohle 1,8 %) am weltweiten Primärenergieverbrauch (PEV) den zweiten Rang hinter Erdöl ein mit einem Anteil von etwa 36 % ein [BP, 2010]. Die Welt-Kohleförderung betrug 2009 rund Mt, was einer Steigerung von fast 3 % im Vorjahresvergleich entspricht. Davon entfiel mit Mt (plus 4 %) der überwiegende Anteil auf Hartkohle und die restlichen 988 Mt (minus 4 %) auf Weichbraunkohle. Im Gegensatz zu Erdöl und konventionellem Erdgas sind Kohlevorkommen und deren Produktion auf viele Unternehmen und Staaten verteilt. Abbildung 15: Gesamtpotenzial Hartkohle 2009: Regionale Verteilung [BGR, 2010] Nach Ländern lagern die bedeutendsten Gesamtressourcen in den USA mit rund Gt I-25

30 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker (41 %) gefolgt von der VR China mit 31,6 % und Russland mit 16,7 %. Diese drei Länder verfügen damit zusammen über 89 % der derzeit bekannten Gesamtressourcen an Hartkohle. Deutschland belegt bei den Gesamtressourcen an Hartkohle mit rund 83 Gt den zehnten Rang [BGR, 2009]. Seit 1980 hat sich die Weltkohleförderung mehr als verdoppelt auf ca Mt im Jahr Wie auch bei der Förderung mit 4.163,2 Mt (69,3 %) entfielen mit 4.173,3 Mt ca. 70 % des weltweiten Verbrauchs auf Austral-Asien. China steht 2009 mit 51,2 % mit sehr großem Abstand an der Spitze des weltweiten Kohleverbrauchs vor den USA (14,2 %) und Indien (10,1 %) [BGR, 2010] wurden weltweit 6.006,2 Mt Hartkohle gefördert. Die drei größten Hartkohleförderer 2009 waren China mit einem Anteil von 48,8 % (2.930 Mt), die USA mit 15,1 % (907,4 Mt) und Indien mit 8,9 % (532,1 Mt) an der Weltkohleförderung. Während China und Indien ihre Produktion um rund 11 bzw. 8 % steigerten, verringerte sie sich in den USA um rund 9 %. Ferner folgen Australien (6 %), Indonesien (4 %), Südafrika (4 %) und Russland (4 %) [BGR, 2010]. Australien und Indonesien sind dabei die wichtigsten Exportnationen (vgl. Tab. 2). Indonesien exportierte 2009 dabei über 90 %, Australien fast 79 % der geförderten Kohle. Asien weist die höchsten Produktionssteigerungen in den vergangen 20 Jahren auf, während in Europa und in den GUS eine rückläufige Förderung vorzufinden ist [BGR, 2009]. Der Hartkohleexport betrug sich 2009 insgesamt auf 922,4 Mt. Unter den Hartkohleexport-Regionen 2009 war Austral-Asien mit 567,7 Mt die mit Abstand wichtigste Region, gefolgt von der GUS mit 126,1 Mt. Die größten Export- und Importnationen 2009 sind in Abbildung 16 und 17 dargestellt. Der Marktanteil der zehn größten Hartkohle exportierenden Länder belief sich 2009 auf 95,5 %. I-26

31 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker Tabelle 2: Hartkohleexport Die wichtigsten Länder [BGR, 2010] Tabelle 3: Hartkohleimport Die 10 wichtigsten Länder [BGR, 2010] I Kohletransport und Handel Mit rund 922 Mt wurden 2009 etwa 15 % der geförderten Hartkohle weltweit gehandelt, davon 859 Mt seewärtig. Damit verringerte sich das Volumen der weltweit gehandelten Hartkohle durch die Weltwirtschaftskrise nur marginal um I-27

32 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker rund 0,6 % gegenüber dem Vorjahr. Australien dominierte wie schon in den Vorjahren den Hartkohleweltmarkt mit Exporten von 274,2 Mt (29,7 %), gefolgt von Indonesien (25 %) und Russland (10,6 %). Die größten Hartkohleimporteure 2009 befinden sich im asiatischen Raum: Japan, China, Korea, Indien und Taiwan sind die 5 größten Importeure. Unter den 10 wichtigsten Importeuren folgen auf Platz 6 und 7 Großbritannien und Deutschland (vgl. Tab. 3). China verdreifachte dabei binnen eines Jahres seine Importe auf 126,9 Mt und glich dadurch zusammen mit Indien den krisenbedingten Nachfragerückgang vor allem in Europa und Nordamerika aus [BGR, 2010]. Der seewärtige Handel im Jahr 2007 mit Kokskohle, die höhere Qualitätsanforderungen (z.b. aschearm, schwefelarm, Backvermögen) als Kraftwerkskohle hat, wurde dabei von nur drei Ländern dominiert. Unangefochten auf dem ersten Platz rangierte auch hier Australien mit 68 %, gefolgt von den USA mit 13 % und Kanada mit 12,5 %. Aus diesen drei Ländern stammten 93,5 % der insgesamt 202 Mt auf dem Seeweg gehandelten Kokskohlen. Bei den auf dem Seeweg gehandelten Kraftwerkskohlen, die etwa 85 % der geförderten Kohle ausmacht, treten mehr Exportnationen auf dominierte Indonesien mit einem Anteil von 30,6 %, gefolgt von Australien (17,5 %), Russland (11,7 %), Südafrika (11,3 %) und Kolumbien (9,9 %) [BGR,2009]. Die größten Hartkohleproduzenten und der seewärtiger Handel sind in Abb. 18 dargestellt. Der überregionale Kohletransport erfolgt in der Regel per Schiff und steht damit in direkter Konkurrenz zu anderen Massengütern wie Erzen oder Getreide. Von den 2007 rund 3 Gt per Schiff transportierten Massengütern entfielen knapp ein Viertel auf Eisenerz und Kohle mit insgesamt 778 Mt. Kohle mit einem Plus von 50 % weist seit 2000 hohe Zuwachsraten beim seewärtigen Transport auf [VDKI, 2008]. Grundsätzlich sind die Frachtraten abhängig von der Schiffsgröße und sinken mit steigender Tonnage. I-28

33 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker Abbildung 16: Die größten Hartkohleproduzenten und seewärtiger Handel (insg. 820 Mt) 2007 [BGR, 2009 (BGR, 2008; VDKI, 2008)] Der Binnentransport von der Exportgrube zum Exporthafen erfolgt i.d.r. per Eisenbahn. Australische Gruben sind meist weniger als 200 km, die südafrikanischen Exportgruben rund 600 km von den Häfen entfernt [Productivity Commission, 1998]. Ähnlich weit entfernt liegen die polnischen Gruben des Oberschlesischen Beckens mit 550 bis 600 km von den Exporthäfen Danzig, Gdingen und Swinemünde. Der polnische Hartkohleexport erfolgt jedoch überwiegend mit der Bahn in die angrenzenden Länder. Die größten Entfernungen mit durchschnittlich 4500 km legen russische Exportkohlen aus Westsibirien mit der Bahn zurück. Derartige Transportwege über Land sind nur durch subventionierte Eisenbahntarife und bei hohen Weltmarktpreisen möglich [Schmidt et al., 2006]. Abhängig von den lokalen Bedingungen transportieren moderne Kohlezüge bis zu t Kohle mit bis zu 100 Waggons je Zug. Diese so genannte Unit Trains, werden vorrangig in Kanada, den USA und Australien eingesetzt [BGR, 2009]. Der Kostenanteil des Transportes von der Grube zum Exporthafen an den Gesamtkosten beläuft sich ca. auf 16 % für Kraftwerkskohle und 19 bis 20 % für I-29

34 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker Kokskohle [BGR, 2009]. In Ländern mit Transportentfernungen von mehr als 600 km kann dieser Anteil sogar noch höher ausfallen. In Europa wird der Großteil der Importkohle in Amsterdam, Rotterdam und Antwerpen angelandet. Größter deutscher Umschlagsplatz für Importkohle ist der Hamburger Hafen. Von dort erfolgt der Weitertransport per Bahn oder Binnenschiffen zu den Endverbrauchern. I.4. Fazit Abschließend ist festzuhalten, Erdöl als wichtigster Energierohstoff der nahen Zukunft wird, aufgrund des gegenwärtigen Erschöpfungsgrad der Reserven, in absehbarer Zeit nicht mehr im bisherigen Maße zur Verfügung stehen [BGR, 2009]. Der leichte Förderrückgang bei Erdöl 2009 war die Folge der Weltwirtschaftskrise [BGR, 2010]. Auf die OPEC-Staaten und Staaten in der so genannten Strategische Ellipse wird sich in den kommenden Jahre die Erdölförderung konzentrieren, weiterhin wird das verbleibende Erdöl mit steigenden Aufwand und damit steigenden Kosten der Produktion zu fördern sein. Erdgas ist in ausreichender Menge vorhanden, um noch über Jahrzehnte den absehbaren Bedarf zur Energieerzeugung zu decken [BGR, 2009]. Der Europäische Erdgasmarkt hat, neben einigen großen europäischen Erdgasfördestaaten wie Norwegen und den Niederlanden, mit den Förderregionen in den GUS-Staaten, Nordafrika und dem Nahen Osten verschiedene Importmöglichkeiten und ein weit gespanntes Pipelinenetz zur Versorgungssicherheit. Erdgas hat im Vergleich zu Erdöl und Kohle deutlich höhere spezifische Transportkosten und zum Teil deutlich größere Entfernungen zwischen Produzenten und Verbrauchern. Verflüssigtes Erdgas (LNG) bietet eine Erdgastransportoption um Transportkosten zu senken und die Verfügbarkeit in entlegenen Regionen zu entwickeln. Der Anteil an LNG am Transport wird künftig weiter steigen [BGR, 2010]. Aufgrund langfristiger Lieferverpflichtungen und regionaler Erdgasmärkte wird sich absehbar allerdings kein beherrschender Weltmarkt analog zu Erdöl ausbilden. I-30

35 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker Für die Nutzung von Kohle besteht im Vergleich zu den übrigen nichterneuerbaren Energierohstoffen das größte Potenzial mit der bei Weitem größten geologischen Verfügbarkeit. Der absehbare, steigende Bedarf kann über viele Jahrzehnte gedeckt werden. Künftig wird Kohle weiterhin eine bedeutende Rolle bei der weltweiten Energieversorgung einnehmen, trotz der höchsten spezifischen CO 2 -Emissionen unter den fossilen Energieträgern [BGR, 2010]. Mit ungefähr 70 % der weltweiten Förderung und des Kohleverbrauchs liegen die größten Kohleförderer und -verbraucher in Austral-Asien. China verbrauchte 2009 über 50 % der weltweit geförderten Hartkohle und ist 2009 von einem Nettoexporteur zu einem bedeutenden Importland für Hartkohle geworden. Für Deutschland als Industrienation ist sichere Versorgung mit kostengünstigen Energierohstoffstoffen essentiell. Im Vergleich der vergangenen 10 Jahre ging der Primärenergieverbrauch in Deutschland um etwa 8 % zurück. Dabei reduzierte sich der Einsatz von Erdgas um 4 %, von Erdöl um 13 % und von Steinkohle um 25 % [vgl. Abb.2]. Dabei ist Deutschland in hohem Maße von Importen an Energierohstoffen abhängig. Während die Importabhängigkeit bei Erdöl 97 % beträgt, stammen derzeit noch etwa 16 % des in Deutschland genutzten Erdgases aus heimischer Produktion wurde Steinkohle zu 72 % importiert, bei Braunkohle ist Deutschland Selbstversorger. I.5. Literaturverzeichnis Berufsbildungsstelle Seeschiffahrt e.v. (2010): BGR (2009) (Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe): Energierohstoffe 2009 Resourcen, Reserven, Verfügbarkeit. 288 S. Hannover. BGR (2009) b (Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe): Kurzstudie Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen. 92 S. Hannover. BGR (2010) (Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe): Kurzstudie Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen. 88 S. Hannover. BP (2008): BP statistical review of world energy, June 2008: 43 p. London. BP (2010): Statistical Review of World Energy. June S. London. /statistical_energy_review_2008/staging/local_assets/2010_downloads/statistical_revi ew_of_world_energy_full_report_2010.pdf I-31

36 Transport und Rohstoffströme: Erdöl, Erdgas, Kohle Johannes Böcker CALLAN (2008): Callan, Tim. Pipeline technology Today and Tomorrow. Erdöl Erdgas Kohle Heft OG 110 GAZPROM (2010): GAZPROM Germania GmbH. Berlin. IEA (2008) (International Energy Agency): World Energy Outlook Paris IEA (2008b): World Energy Model-Methodology and Assumptions. Paris IEA (2009): Natural Gas Market review. ISBN: Paris, Frankreich. IEA (2010): World Energy Outlook 2010 Zusammenfassung. Paris, Frankreich MWV (2006) Mineralölwirtschaftsverband e.v.: Mineralölversorgung mit Pipelines Hamburg. Productivity Commission (1998): The Australian Black Coal Industry Inquiry Report. Vol S. Canberra. nalreport/coal1.pdf RWE Energy AG (2007): Themenreihe Energiewirtschaft 2,2007, Erdgas-Transpot, PR/Kommunikation, Rheinlanddamm 24, Dortmund Schmidt, S., Thielemann, T. & Littke, R. (2006): Die Kohleindustrie Russlands im Jahr 2005 ein Überblick. Glückauf, 142(1/2): 49 55; Essen. VDKI (2008): Verein der Kohlenimporteure. Jahresbericht 2008 Fakten und Trends 2007/ S.; Hamburg. Geschaeftsbericht-2008.pdf?navid=14; WEG (2009) (Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e.v.): Jahresbericht S. Hannover. Jahresbericht_2009.pdf I-32

37 Aufbereitung und Veredlung von Erdöl und Erdgas Christian Schütz II. Aufbereitung und Veredlung von Erdöl und Erdgas: Von der Förderbohrung in den Tanker, Entschwefelung, Phasentrennung; Raffinerietechnik und kapazitäten Christian Schütz Erdöl ist ein wichtiger Rohstoff mit dem wir alle direkt oder indirekt zu tun haben. In unserem täglichen Leben ist das Erdöl nicht mehr wegzudenken, auch wenn die umfassende Anwendung vielen Menschen gar nicht bewusst ist. Rohöl findet in der Industrie vielfach Verwendung und ist ein wichtiges Ausgangsprodukt bei der Herstellung von Kraftstoffen, Schmiermitteln, Bitumen, Kosmetikprodukten, Kunststoffen sowie Reinigungsmitteln. Jedes Produkt enthält einen gewissen Anteil an Rohöl, oder Destillate. Um das Erdöl zu einem höherwertigen Produkt umzuwandeln und es für den täglichen Bedarf nutzbar zu machen, muss es zunächst durch hochtechnische Verfahren gereinigt, destilliert und umgewandelt werden. II-1

38 Aufbereitung und Veredlung von Erdöl und Erdgas Christian Schütz II.1. Einleitung Etwa ein Drittel der in Deutschland verbrauchten Erdölprodukte kommen verarbeitet in unser Land. Der überwiegende Teil unserer Importe, ergänzt durch die einheimische Förderung, wird jedoch durch seine Umwandlung und Verarbeitung in deutschen Raffinierstandorten nutzbar gemacht [MWV, 2010]. (Abb. II-1) Die Veredleung von Erdöl und Erdgas fällt in den Downstream Sektor. Für die Wahl eines geeigneten Standortes für eine Raffinerie stehen zwei Optionen zur Verfügung. Eine Raffinerie befindet sich entweder nahe der Ölproduktion, oder verbrauchernah. Verbrauchernahe Standorte sind Industriestandorte, oder Bevölkerungsstarke Regionen. Im Einzelnen hängt die Standortwahl jedoch von vielen Einzelfaktoren ab. Da in Europa der Großteil des Rohöls importiert werden muss, wäre der Bau einer Raffinerieanlage in der Nähe eines Ölhafens eine geeignete Wahl, da die Bezugsquelle in unmittelbarer Umgebung ist. Der Bau einer Raffinerie an einem Standort mit effizienter Rohölversorgung, bedeutet aber nicht zwangsläufig, dass die gesamte Produktion nur den lokalen Bedarf decken muss. Kleinere Mengen eines schwer weiter zu verarbeiteten Rohstoffs wie etwa Bitumen, das eine kontinuierliche Erhitzung erfordert, kann auch auf weite Strecken zum Verbraucher transportiert werden. Auf der anderen Seite erfordern bevölkerungsreiche Regionen wie zum Beispiel das Ruhrgebiet eher Raffineriebetriebe, die Verbrauchernah verarbeiten. Diese Raffinerien müssen an Rohölpipelines angeschlossen sein, damit sie einen ständigen Durchlauf haben. Die Verarbeitung zu verschiedenen Produkten, erfordert unterschiedliche Ansprüche an den Transport. Somit werden kleinere Mengen auf kurzen Distanzen zu den Verbrauchern transportiert, wohingegen der Transport des Rohöls in wesentlich größeren Mengen, mithilfe von Tankern, oder Pipelines bewältigt wird. Mit der Zeit geht der Trend eher zu einem Verbraucherorientierten Bedarf an Raffinerien. Grund ist die wechselnde Nachfrage, von schweren schwefelhaltigen Produkten zu eher leichten Produkten. Ein wesentlicher Faktor des wechselnden Bedarf, liegt am erhöhten Dieselverbrauch, sowie der steigende Absatz an leichten Erdölprodukten im Bereich der Chemieindustrie. Der Anspruch dieses Trends II-2

39 Aufbereitung und Veredlung von Erdöl und Erdgas Christian Schütz liegt somit darin, die Tätigkeiten in der Raffinerieindustrie langfristig des wechselnden Bedarfs anzupassen und zusätzliche Kapazitäten für die Umwandlung von Schwer- zu Leichtölprodukten zu schaffen. Hierzu könnten vermehrt Dieselraffninerien zum Einsatz kommen, die der stiegenden Dieselnachfrage genügen, um etwa den Bedarf an Importierten Dieselkraftstoffen zu minimieren. Abb. II-2 zeigt die Abhängigkeit des Imports von verarbeiteten Rohölprodukten. Abbildung II-1: Raffinerie Bilanz 2002 ( in Millionen Tonnen) II-3