ENERGIEVORRÄTE UND ENERGIEQUELLEN

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1 4 Energievorräte und Energiequellen ENERGIEVORRÄTE UND ENERGIEQUELLEN Ziel des Kapitels Erläuterung der wesentlichen Grundbegriffe Darstellung der geographischen Verteilung und der Größenordnungen der Energievorräte und Energiequellen

2 4-2 4 Energievorräte und Energiequellen 4 ENERGIEVORRÄTE UND ENERGIEQUELLEN 4.1 Begriffsdefinitionen und -abgrenzungen Die Verwendung der Begriffe Vorräte, Reserven, Ressourcen und Potential erfolgt nicht einheitlich. Aus diesem Grund werden die in den nachfolgenden Abschnitten verwendeten Begriffe und Vorratsklassifikationen der für die Menschheit verfügbaren Energiemengen zunächst definiert. (vgl. Abb. 4-1) Die gesamte der Menschheit im Prinzip zur Verfügung stehende Energie wird als Energiebasis bezeichnet. Die Energiebasis kann unterteilt werden in Energievorräte und Energiequellen. Die Energievorräte teilen sich auf in fossile und rezente Energievorräte. Fossile Energievorräte sind Energievorräte, die in geologisch vergangenen Zeitaltern durch biologische und/oder geologische Prozesse gebildet wurden. Hierzu zählen die Kohle-, Erdgas- und Erdöllagerstätten. Fossile Energievorräte können weiter in fossile biogene (biologischen Ursprungs) und fossile mineralische (mineralischen Ursprungs) Energievorräte unterteilt werden. Rezente Energievorräte sind Energievorräte, die in gegenwärtigen Zeiten durch biologische oder geophysikalische Prozesse gebildet werden. Hierzu gehören zum Beispiel der Energieinhalt der Biomasse, aber auch die potentielle Energie des Wassers eines natürlichen Stausees. Energiequellen liefern Energieströme (Energieflüsse) über einen bestimmten langen, aber endlichen Zeitraum. Diese Energieströme werden durch einen natürlichen, autonomen Prozess aus einem fossilen Vorrat kontinuierlich gebildet und sind technisch nicht steuerbar. In diesem Sinne lassen sich alle Energieströme auf drei Hauptquellen zurückführen: die Strahlungsfelder der Sonne, die Gravitationsfelder von Sonne, Erde und Mond und der Energiefluss aus dem Erdinnern in Form von Wärme. Die Energieströme sind in ihrer Leistung, also der Energie pro Zeit, begrenzt. Die fossilen Energievorräte werden unterteilt in Reserven und Ressourcen. Die Reserven sind der Teil der Vorräte, die nachgewiesen sind und mit verfügbarer Technologie wirtschaftlich gefördert werden können. Das bedeutet, dass die Höhe der Reserven von den Preisen abhängt, aber auch vom Stand der Technik. Die Ressourcen umfassen die Teile der Vorräte, die nachgewiesen, aber derzeit technisch und/oder wirtschaftlich nicht förderbar sind, und die, die noch nicht nachgewiesen, aber geologisch wahrscheinlich sind.

3 4 Energievorräte und Energiequellen 4-3 Als Energieträger werden bezeichnet: Stoffe, in denen Energie mechanisch, thermisch, chemisch oder physikalisch gespeichert ist und elektromagnetische Felder. Unter Energierohstoffe versteht man im Allgemeinen nicht-erneuerbare natürliche Rohstoffe, die in der Erdkruste in weiter Verbreitung und vielfältiger Form vorkommen.

4 4-4 4 Energievorräte und Energiequellen Energiebasis Energievorräte ( erschöpfliche Energieträger) Energiequellen (Energieflüsse, Energieströme) fossile Energievorräte rezente Energievorräte Reserven Ressourcen Theoretisches Potential Technisches Potential Wirtschaftl. Potential Abb. 4-1: Klassifikation der Energieträger

5 4 Energievorräte und Energiequellen 4-5 Bei den Energiequellen wird zwischen theoretischem Potential, technischem Potential, wirtschaftlichem Potential und dem Erwartungspotential unterschieden: Das theoretische Potential (Angebotspotential) ergibt sich aus dem physikalischen Angebot der Energiequellen (z. B. die eingestrahlte Sonnenenergie). Die wesentlichen Restriktionen, die in die Berechnung des theoretischen Potentials eingehen, sind die Flächenverfügbarkeit und die theoretischen Höchstwirkungsgrade der eingesetzten Techniken. Das technische Potential beschreibt den Anteil des theoretischen Potentials, der technisch nutzbar ist. Im Einzelnen werden bei der Berechnung die verfügbaren Nutzungstechniken, ihre Nutzungsgrade, die Verfügbarkeit von Standorten im Hinblick auf konkurrierende Nutzungen sowie strukturelle und sonstige Beschränkungen berücksichtigt. Das wirtschaftliche Potential ist derjenige maximale Anteil des technischen Potentials, der ausgeschöpft werden könnte, wenn alle wirtschaftlich konkurrenzfähigen Maßnahmen durchgeführt würden. Das Erwartungspotential ist der erwartete tatsächliche Beitrag zur Energieversorgung. Dieser Beitrag ist in der Regel kleiner, kann aber im Einzelfall auch größer sein als das wirtschaftliche Potential. Die Gründe dafür, dass das Erwartungspotential niedriger ist als das wirtschaftliche Potential, können z. B. begrenzte Herstellkapazitäten oder noch nicht ausreichende Kapitalverfügbarkeit sein. Durch Subvention der betreffenden Energieoption kann das Erwartungspotential auch über dem wirtschaftlichen Potential liegen. Tab. 4-1: Zuordnung von Energieträgern zu den Energievorräten und Energiequellen Energievorräte Energiequellen / Energieströme fossile rezente Kohle Biomasse solare Strahlung Erdöl Wasser (gespeichert) Wind Erdgas Meereswärme Wellen Uran Meeresströmung Thorium Wasser (Laufwasser) Deuterium Geothermie Lithium Gezeiten

6 4-6 4 Energievorräte und Energiequellen Die Vorkommen der Energierohstoffe von Erdöl, Erdgas und Uran unterscheidet man in konventionelle und nicht-konventionelle Vorkommen. Unter konventionellen Erdöl- und Erdgasvorkommen versteht man solche, die mit gängigen Methoden gefördert werden können. Man kann auch von fließendem Erdöl und frei strömendem Erdgas sprechen, da für diese Fördermethoden diese Eigenschaften zwingend erforderlich sind. Entsprechend bedarf die Förderung von nicht-konventionellem Erdöl- und Erdgasvorkommen alternativer technischer Methoden, da diese Vorkommen aufgrund ihrer Eigenschaften und der Lagerstätte nicht so einfach gefördert werden können. Bei Kohlen ist eine Einteilung in konventionell und nicht-konventionell nicht üblich. Tab. 4-2: Konventionelle und nicht-konventionelle Energierohstoffe Erdöl Erdgas Kohle Kernbrennstoffe Leichtöl Freies Erdgas Hartkohle Uran In Erzlagerstätten Schweröl Erdölgas Weichbraun- Thorium kohle Kondensat Schwerstöl Erdgas in dichten Gesteinen Bitumen Flözgas (Ölsand) Schieferöl Aquifer (Ölschiefer) Gashydrat (Quelle: Energierohstoffe 2009, BGR) Phosphat Granit Meerwasser konventionell nichtkonventionell

7 4 Energievorräte und Energiequellen Energievorräte Kohle Kohle war als Rohstoff zur Energiegewinnung und für die Eisen- und Stahlerzeugung eine der Grundvoraussetzungen für die industrielle Revolution im 19. Jahrhundert. Hundert Jahre später steht die Kohle bei der Energieerzeugung im Verdrängungswettbewerb mit Kohlenwasserstoffen und Kernkraft. Kohlen sind brennbare, organogene Gesteine, die als Flöze (Kohleschichten) in zahlreichen Sedimentbecken der Erde vorkommen. Die Kohlen sind ü- berwiegend aus Landpflanzen hervorgegangen, die in Mooren früher erdgeschichtlicher Zeitalter zur Ablagerung kamen. Bei Absenkung wurden die Moore von anderen Sedimenten überdeckt und die Pflanzensubstanz einem fortschreitenden, sogenannten Inkohlungsprozess ausgesetzt. Zuerst bildeten sich in der biochemischen Phase Torfe und Weichbraunkohlen. Mit der Absenkung in tiefere Zonen entstanden dann bei erhöhtem Druck und Temperatur in der geochemischen Inkohlungsphase sukzessive Hartbraunkohlen, Steinkohlen und Anthrazite. Diese verschiedenen Kohlearten sind in der chemischen Zusammensetzung und in ihren physikalischen Eigenschaften unterschiedlich (siehe Tab. 4-3).

8 4-8 4 Energievorräte und Energiequellen Tab. 4-3: Inkohlungsreihe Klassifizierung von Kohlen Klassifikation Deutschland (DIN) Kohlenstoffgehalt % der Trockensubstanz* Flüchtige Bestandteile % der Trockensubstanz* Heizwert [MJ/kg] Wasser in % Holz 80 14,6 Torf Torf Torf ,3-8, Weichbraunkohle Braun- braunkohle Weich ,5-12, Mattbraunkohle kohle Glanzbraunkohle ,7-29, Flammkohle Gasflammkohle Gaskohle Fettkohle Esskohle Anthrazit Steinkohle Hartkohle ,3-33, ,5-35, ,6-37,7 1-2 * wasser- und aschefrei (Quelle: Energierohstoffe 2009, BGR) zu Tab. 4-3 Entsprechend der Inkohlungsrate werden verschiedene Modifikationen von Kohlen unterschieden. Dabei nimmt der Kohlenstoffgehalt von Torf über Weich- und Hartbraunkohle bis hin zu den Anthraziten zu, der Wassergehalt ab. Üblicherweise erfolgt eine Einteilung der Kohlen nach dem Energiegehalt in Hartkohlen und in Weichbraunkohlen. Zu den Hartkohlen zählen Anthrazit, alle Steinkohlearten von der Flammkohle bis zur Esskohle sowie die Glanz- und die Mattbraunkohlen. Die Grenze zwischen Hart- und Weichbraunkohlen wird bei einem Heizwert von etwa 16,5 MJ/kg gezogen. Der relativ geringe Energiegehalt und hohe Wassergehalt von Weichbraunkohlen führt dazu, dass sich der Transport nicht lohnt und sie daher meist am Ort der Gewinnung verstromt werden. Die exportrelevanten, energetischen Hartkohlen werden nach ihrem Verwendungszweck in Kraftwerkskohle (Steam oder Thermal Coal) und Kokskohle (Coking Coal) eingeteilt. Die hohen Qualitätsanforderungen, wie niedrige Asche- und Schwefelgehalte und verkokungstechnische Eigenschaften wie das Backvermögen, an Kokskohlen sind der Grund ihrer Abgrenzung zu den Kraftwerkskohlen.

9 4 Energievorräte und Energiequellen 4-9 Tab. 4-4: Produktionskosten für Hartkohle (Export) 2006/2007 Land [US$/t SKE] Deutschland Russland USA VR China 5-17 (und größer) Australien zu Tab. 4-4 Die Produktionskosten von Hartkohle werden vornehmlich von der Art der Produktion, im Tagebau oder im Tiefbau, bestimmt. Des Weiteren spielt die Qualität der Kohlen für den Export eine erhebliche Rolle, daher sind die Produktionskosten für die ortsansässigen Kohlekraftwerke in der Regel deutlich geringer, da dies Kraftwerke technisch für die Eigenschaften der regionalen Kohlen ausgestattet sind. Beim Export sind in der Regel zusätzliche Kosten für die Aufbereitung der Kohlen notwendig. Für im Tagebau geförderte Kraftwerkskohlen ergeben sich die geringsten Produktionskosten von etwa US $/t. Lediglich die Zahlen aus China liegen mit 5 US $/t Hartkohle darunter, was darauf zurückgeführt wird, dass hier auch Produktionen für die regionalen Kraftwerke eingegangen sind, sowie neben dem modernen Hochleistungsbergbau auch die Gruben im Kleinstbergbau, d.h. ohne moderne Technik und mit geringen Personalkosten, einbezogen wurden. Am Beispiel von der China Coal Energy Company zeigt sich aber, dass moderne Kohleförderungen auch in China Produktionskosten von 30 US $/t erreichen. Die Produktionskosten für Kokskohlen liegen zum Teil höher als die für Kraftwerkskohlen, obwohl technisch kein Unterschied in der Förderung notwendig ist. Der Unterschied wird aber durch die geringe Anzahl an geeigneten Lagerstätten bestimmt, die die hohen Qualitätsansprüche an Kokskohlen erfüllen. Dies führt zu höheren Erlösen und im Gegenzug können auch weniger wirtschaftliche Kokskohlevorkommen, wie z.b. gering mächtige Flöze oder Flöze in größerer Tiefe, mit höheren Produktionskosten gefördert werden, wie z.b. in Australien mit über 50 US $/t und den USA mit 80 US $/t. Durchschnittlich sind die Produktionskosten für Hartkohle seit 2004/2005 um 25 % gestiegen. Dies liegt vor allem an den höheren Energiekosten, die jedoch über die höheren Erlöse für Hartkohle im gleichen Zeitraum gedeckt wurden. Neben den Energiekosten haben aber auch die Kosten für Personal, Ersatzteile und Gebühren zur Steigerung der Produktionskosten beigetragen.

10 Energievorräte und Energiequellen Hartkohle? Nordamerika Lateinamerika 9 19 GUS Europa 0,4 Naher Osten 32 Afrika Austral- Asien Welt: 728 Gt EJ Abb. 4-3: Hartkohle - Reserven in Gt (Stand Ende 2008) Nordamerika 475 Europa 45 GUS Austral- Asien Naher Osten Lateinamerika Afrika 150 Antarktis Welt: Gt EJ Abb. 4-2: Hartkohle - Ressourcen in Gt (Stand Ende 2008)

11 4 Energievorräte und Energiequellen 4-11 Die Reserven der Hartkohlen betrugen Ende Gt ( EJ). Der größere Teil der Reserven findet sich auf der nördlichen Erdhalbkugel. Nordamerika (32,6 %), Asien (40 %) und die GUS-Staaten (17 %) vereinen über 85 % der Reserven. Die Länder mit den größten Reserven sind: USA 231 Gt VR China 180 Gt Indien 76 Gt Russland 69 Gt Auch die Ressourcen der Hartkohlen sind auf der Nordhalbkugel konzentriert. Die weltweiten Ressourcen belaufen sich auf Gt ( ) und sind damit mehr als zwanzigmal größer als die Reserven. Der Hauptanteil der Ressourcen befindet sich in den USA (41,4 %). Im Vergleich zu 2004 sind die Hartkohleressourcen um ca EJ ( Gt) angestiegen. Verantwortlich für diesen Anstieg ist die höhere Bewertung der Kohle durch Einbeziehung von bisher nicht berücksichtigten Ressourcen. Die Ressourcen Nordamerikas z.b. lagern überwiegend in den nur gering erschlossenen Gebieten Alaskas und in den GUS Staaten liegen über 80 % in den vielfach noch unerschlossenen Gebieten Sibiriens. Die Kohlevorkommen in der Region der Antarktis werden 2007 erstmals als Ressource berücksichtigt. Die Länder mit den größten Ressourcen sind: USA Gt VR China Gt Russland Gt Ein in diesem Zusammenhang wichtiger Begriff ist der der statischen Reichweite. Allgemein bestimmt sich die statische Reichweite als Quotient aus den Reserven und der letzten R Jahresförderung: r s =, wobei r s die statische Reichweite, R die Reserven und F die Förderung kennzeichnet. Die statische Reichweite kann jedoch nur eine Anschauungsgröße F sein und hat eine geringe Aussagekraft über die tatsächliche Nutzungsdauer der Energieträger. Auch werden zukünftige Veränderungen des Verbrauchs und die Erschließung nachgewiesener Reserven nicht berücksichtigt. Für das Jahr 2008 betrug die statische Reichweite der Hartkohlen ca. 126 Jahre.

12 Energievorräte und Energiequellen Weichbraunkohle Nordamerika Europa GUS n.b. Austral- Asien 0,009 Naher Osten 5 Afrika Lateinamerika Welt: 269 Gt EJ (n.b.: nicht benannt trotz Förderung) Abb. 4-4: Weichbraunkohle - Reserven in Gt (Stand 2008) Nordamerika Europa GUS n.b. Austral- Asien 0,3 Naher Osten Lateinamerika 20 Afrika Welt: Gt EJ (n.b.: nicht benannt trotz Förderung) Abb. 4-5: Weichbraunkohle - Ressourcen in Gt (Stand 2008)

13 4 Energievorräte und Energiequellen 4-13 Die Reserven an Weichbraunkohle betrugen Ende Gt ( EJ). Der größte Teil der Reserven ist dabei in den GUS (zusammen 35 %), in Austral-Asien (25 %) und in Europa (25 %) zu finden. Die Länder mit den größten Reserven sind: Russland 91,6 Gt Deutschland 40,6 Gt Australien 37,3 Gt Die Ressourcen von Weichbraunkohle sind vor allem auf Nordamerika, die GUS-Staaten und Austral-Asien konzentriert. Sie betrugen Ende des Jahres Gt ( EJ). Die Konzentration der Vorräte auf wenige Länder ist noch ausgeprägter als bei der Steinkohle. Die Länder mit den größten Ressourcen sind: USA Gt Russland Gt VR China 300 Gt Im Jahr 2008 betrug die statische Reichweite von Weichbraunkohle rund 262 Jahre.

14 Energievorräte und Energiequellen Erdöl Nordamerika 2 Europa GUS 5 Austral- Asien 9 17 Naher Osten Lateinamerika Afrika Welt: 160 Gt EJ Abb. 4-6: Erdöl - Reserven in Gt (Stand Ende 2008) Nordamerika 4 Europa 20,5 GUS 9 9 Naher Osten 6,5 Austral- Asien Lateinamerika Afrika Welt: 91Gt EJ Abb. 4-7: Erdöl - Ressourcen in Gt (Stand Ende 2008)

15 4 Energievorräte und Energiequellen 4-15 Bei Erdöl wird zwischen konventionellem Erdöl (einschließlich der mit dem Erdgas anfallenden flüssigen Kohlenwasserstoffe) und nicht-konventionellem Erdöl (Ölschiefer, Ölsand und Schwerstöl) unterschieden (vgl. Tab. 4-2). Konventionelles Erdöl Die Reserven an Erdöl betrugen Ende des Jahres Gt ( EJ). Der Nahe Osten, d. h. die überwiegend der OPEC angehörenden Golfstaaten, verfügt über rund zwei Drittel der Reserven. Die GUS-Staaten und Afrika verfügen jeweils über einen Anteil von ca. 10 %. Mit Abstand folgen Latein- und Nordamerika und Austral-Asien und als Schlusslicht Europa mit 1,5 % der weltweiten Erdöleserven. Das förderbare Erdöl ist nicht nur ungleichmäßig über die geographischen Regionen verteilt, sondern steht auch in unterschiedlichen Anteilen den wirtschaftspolitischen Ländergruppen zur Verfügung. Die OECD-Länder verfügen lediglich über 5 % der Reserven, während über 76 % in den OPEC-Staaten liegen. Die reservenstärksten Länder sind Saudi-Arabien 36,3 Gt Iran 18,5 Gt Irak 15,6 Gt Sie liegen alle in der Region Naher Osten, die einen Anteil von rund 64 % an den weltweiten Reserven hat. Der Hauptanteil der Ressourcen ist in den GUS-Staaten (26,5 %) und im Nahen Osten (22,7 %) zu finden. Weitere Ressourcen sind in Nordamerika (18,7 %), Afrika (10,4 %) und Lateinamerika (10,2 %) sowie in Austral-Asien (7,2 %). Die statische Reichweite des Erdöls betrug im Jahre 2008 rund 41,1 Jahre ergaben sich die folgenden Gesamtgewinnungskosten in den einzelnen Regionen (Petrobras): Naher Osten 7-19 US$/boe 1 GUS US$/boe Tiefsee US$/boe Übrige Regionen US$/boe (zum Vergleich: 2006 lag der Tagespreis für Rohölpreis der Sorte Brent bei rund 52 US$/b und stieg am Jahresende 2007 auf einen Preis von über 90 US$/b 2 ) 1 barrel(s) of oil equivalent 2 barrel (auch bbl): 1 b = 158,984 l

16 Energievorräte und Energiequellen Tab. 4-5: Zeitliche Entwicklung der Erdölreserven in der Welt Jahr Reserven [10 6 t] Ölförderung (weltweit) [10 6 t/a] statische Reichweite [Jahre] Quelle: BGR Studie, Energierohstoffe statische Reichweite Reserven statische Reichweite in Jahren Reserven in Mio. t Abb. 4-8: Entwicklung der statischen Reichweite

17 4 Energievorräte und Energiequellen 4-17 zu Tab. 4-5 / Abb. 4-8 Der Anstieg der Welterdölreserven seit 1950 kann auch auf die Entwicklung des Erdölpreises zurückgeführt werden. Zum einen werden zahlreiche marginale Lagerstätten aufgrund der Preiserhöhung als wirtschaftlich förderbar eingestuft, zum anderen steigt mit der Aussicht auf höhere Gewinne das Interesse an der Entdeckung neuer Lagerstätten. Bis 1970 hat sich die Welterdölförderung etwa alle zehn Jahre verdoppelt und erreichte ihren ersten Höchststand im Jahre 1979 mit über 3,2 Mrd. t. Wären die früheren Wachstumsraten konstant geblieben, müsste die Erdölförderung der Welt heute bei jährlich über 16 Mrd. t liegen. Waren 1973 die OPEC-Länder noch mit über 54 % an der Welterdölförderung beteiligt, so waren es im Jahr 2008 nur noch 45 %, wobei alleine die drei OPEC-Staaten Saudi-Arabien, Iran und Venezuela 22 % der Weltförderung erbringen. Die führenden Förderländer sind, neben Saudi-Arabien mit 13,2 % der Weltförderung, Russland mit 12,5 % und die USA mit 7,8 %. Seit 1985 ist die Weltförderung um ca. 37 % angestiegen. Im Zeitraum von 1990 bis 1997 kommt es in den GUS-Staaten zu starken Förderrückgängen in Höhe von 37 %, jedoch steigt deren Produktion anschließend bis zum Jahr 2008 um ca. 72 %. Der Iran, in dem seit Ende der 70er Jahre infolge des Krieges mit dem Irak die Förderung stark zurückging, hat einen starken Förderzuwachs zu verzeichnen. Die OECD-Länder weisen von 1990 bis 1997 einen Förderzuwachs von rund 14 % auf und einen anschließenden Rückgang um ca. 29 % bis 2008; ihre Förderung entspricht im Jahr 2008 einem Anteil von 18,5 % an der weltweiten Förderung. Trotz einer insgesamt zunehmenden weltweiten Förderung stieg der Wert der statischen Reichweite aufgrund der ebenfalls zunehmenden Reserven an. Die Schwankungen der statischen Reichweite vor 1980 lagen an der - gegenüber der Erschließung neuer Reserven - stärker wachsenden Förderung. Von 1990 bis 2006 sind bei den Reserven und der Ölförderung in etwa gleiche Wachstumsraten zu verzeichnen, so dass die statische Reichweite auf einem Niveau von ca. 43 Jahren lag. In den darauffolgenden zwei Jahren sind die Reserven gegenüber 2006 leicht gesunken bei einer annähernd konstanten Förderrate von ca Mio. t/a. Diese beiden Faktoren lassen daher die statische Reichweite auf 41 Jahre sinken. Explorationsaktivitäten zur Erschließung neuer Reserven stehen im Zusammenhang mit der jeweiligen Reservensituation.

18 Energievorräte und Energiequellen Nicht-konventionelles Erdöl (Ölsande, Ölschiefer und Schwerstöl) Der Begriff nicht-konventionelles Erdöl wird von der BGR definiert durch die technisch aufwendigere Gewinnung, bedingt durch die besonderen geologischen Lagerstättenverhältnisse. Zu nicht-konventionellem Erdöl zählen Bitumen oder Rohöl aus Ölsanden, Schwerstöl und Schwelöl oder Rohöl aus Ölschiefer. Alle Schweröle und Schwerstöle bis hin zu Bitumen in Ölsanden sind sekundär veränderte, ehemals konventionelle Erdöllagerstätten. Ölschiefer hingegen ist unreifes Erdölmuttergestein, das noch nicht den geologischen Reifeprozess durchlaufen hat. Die Reserven an nicht-konventionellem Erdöl (Ölsand, Schwerstöl und Ölschiefer) belaufen sich 2008 auf EJ. Die Ressourcen werden mit EJ angegeben. - Ölsande Als Öl- oder Teersande werden Sandsteine, aber auch Kalksteine bezeichnet, die hochviskose, ehemals flüssige oder gasförmige Kohlenwasserstoffe enthalten. Die flüssigen und gasförmigen Kohlenwasserstoffe einer ehemaligen Öllagerstätte wurden im Laufe der Zeit durch atmosphärische Einflüsse oder durch zirkulierende Grundwässer verändert, so dass nur noch der hochviskose Anteil des Öls (Teersandöl) in der Lagerstätte zurückblieb. Das Öl ist spezifisch schwerer als konventionelles Öl (größer als kg/m 3 ). Öl aus Teersanden kann sowohl durch bergmännischen Tagebau (ex-situ Verfahren) als auch durch Bohrungen (in-situ Verfahren) gewonnen werden. Im Unterschied zum ex-situ Verfahren, bei dem der Sand mit den Bitumen gefördert wird und erst über Tage voneinander getrennt wird, wird beim in-situ Verfahren das Öl in der Lagerstätte vom Sand getrennt und dann gefördert. Beim Tagebau, der nur bei flach und in geringer Tiefe lagernden Ölsandformationen eingesetzt wird, wird das Öl durch heißes Wasser aus dem Gestein herausgelöst. Bei in-situ Verfahren wird das Öl in der mehr als 40 m tief liegenden Formation mit Hilfe thermischer und chemischer Verfahren fließfähig gemacht. Danach lässt sich das Öl durch Bohrungen fördern und in weiteren Trennprozessen das Rohöl gewinnen. Die Schätzungen über das gesamte Ölsandvorkommen der Welt weisen große Schwankungsbreiten auf: 2007 wird das weltweite in-place 3 Vorkommen mit ca. 462 Gt Erdöl in Ölsanden außerordentlich hoch eingeschätzt. Als Reserven werden davon nur 45,6 Gt und als Ressourcen 142 Gt bezeichnet. Ölsandvorkommen sind aus mehr als 20 Ländern, in über 600 Einzelvorkommen bekannt. Mit 98 % konzentriert sich jedoch der größte Teil dieser Vorkommen in Kanada (58,8 %) und den GUS Staaten (24,6 %). Die Vorkommen in Kanada sind die am besten bekannten. In den übrigen Regionen werden zum Teil vermutete Vorkommen aufgrund geringem wirtschaftlichen Interesse nicht weiter erkundet und auf Grund der schwierigen Abgrenzung zwischen Schwer- und Schwerstöl und Ölsanden diese nicht weiter unterschieden. Die nicht- 3 In-place: tatsächlich vorhandene Menge in der Lagerstätte

19 4 Energievorräte und Energiequellen 4-19 konventionelle Erdölvorkommen in den GUS-Staaten mit 114 Gt werden vermutlich zur Hälfte aus Ölsanden bestehen und insgesamt wohl eher noch unterschätzt. Kanada beziffert seine in-place Menge an Bitumen auf 272 Gt, wovon 27,5 Gt als Reserven ausgewiesen werden. Die weltweit größten Ölsandvorkommen liegen in der nördlichen Provinz Alberta in den Regionen Athabasca, Peace River und Cold Lake. Die Produktion von Rohöl aus Ölsanden in Kanada begann schon 1967, zunächst noch mit staatlicher Unterstützung, und ist bis heute die Einzige. Bis 2007 wurden in Kanada insgesamt rund 950 Mt Rohöl aus Ölsanden produziert. Im Zeitraum von 2000 bis 2007 wurde die Rohölproduktion von 39 Mt auf 77 Mt pro Jahr gesteigert und trug damit mit ca. 2% zur weltweiten Erdölproduktion bei. - Schwerstöl Schwerstöle sind, wie Bitumen in Ölsanden, sekundär veränderte, ehemalige konventionelle Erdöllagerstätte. Schwerstöl ist spezifisch schwerer (> kg/m 3 ) und höher viskos als konventionelles Erdöl, jedoch etwas fließfähiger als Bitumen in Ölsanden. Schwerstöl wird mit den gleichen in-situ Methoden, die mittels Wasserdampfinjektionen die Fließfähigkeit erhöhen, über Bohrungen gefördert und mechanisch und chemisch weiter aufbereitet. Das weltweite in-place Vorkommen an Schwerstöl liegt im Bereich von 246 Gt, mit einem Reservenpotential von ca. 6,6 Gt. Mit etwa 240 Gt Öl in-place liegen in Venezuela 97 % der weltweiten Schwerstölvorkommen in 33 Feldern. Weit dahinter, mit 1,8 Gt, liegt das Vorkommen in der Nordsee von Großbritannien, gefolgt von China und Aserbaidschan mit je 1,4 Gt Rohöl in-place. Das weltweit größte, bekannte Schwerstölvorkommen findet man im Orinoco-Gürtel in Venezuela, wo ca. 46,8 Gt Erdölressourcen vermutet werden und 6,4 Gt Reserven liegen. Über Bohrungen werden die in m Tiefe liegenden Schwerstöle im Orinoco-Gürtel gefördert. Im Zuge der steigenden Rohölpreise haben große Investitionen in die Förderung von Schwerstöl die Produktion seit 2000 weltweit von ca. 20 Mt auf 93 Mt pro Jahr in 2005 ansteigen lassen und erreichte damit einen Anteil von 2 % an der Welterdölproduktion. Von den bis 2007 weltweit rund 580 Mt geförderten Schwerstölen wurden 35 % in Venezuela gefördert. Für Venezuela, dem dritt größten Erdölexporteur der Welt, machen die Schwerstöle inzwischen 20 % der gesamten Erdölproduktion aus. Nach Venezuela beteiligen sich Großbritannien mit 28 % und Aserbeidschan mit 21 % an der weltweiten Schwerstölproduktion.

20 Energievorräte und Energiequellen - Ölschiefer Ölschiefer sind Gesteine mit einem hohen Anteil an organischem, noch nicht vollständig zu Erdöl umgewandeltem Material. Ölschiefer werden entweder durch bergmännischen Abbau (Tage- und Untertagebergbau) gewonnen oder in-situ verschwelt. Bei dem durch Abbau gewonnenen Ölschiefer muss das Ausgangsprodukt anschließend in Retortenöfen erhitzt werden. Dabei wird das organische Material künstlich gereift, und ein synthetisches Rohöl entsteht. Durch eine in-situ Verschwelung ist es möglich, den Retortenprozess direkt im Gestein ablaufen zu lassen und bereits generiertes Öl aus dem Untergrund zu gewinnen. Die Angaben über die weltweiten Ressourcen von Ölschiefer weisen eine sehr große Schwankungsbreite auf. Das weltweite in-place Vorkommen an Schieferöl liegt nach konservativen Schätzungen über 413 Gt. Eine konservative Schätzung gibt davon 120 Gt derzeit als Ressourcen an. Ölschiefervorkommen sind aus ca. 40 Ländern bekannt, wovon die größten Vorkommen sich in den USA (73 %), Russland (10 %) und der Republik Kongo, Brasilien und Italien (zusammen 9 %) befinden. Nur in sehr wenigen Ländern wird Ölschiefer produziert und in nur drei davon, Estland, China und Brasilien, wird auch Öl aus Ölschiefer gewonnen. Insgesamt wurden 2005 weltweit t Rohöl hergestellt und davon hat gut die Hälfte Estland produziert. Einer wirtschaftlichen Nutzung von Ölschiefern steht der hohe Produktionspreis gegenüber. Mit neuen Entwicklungen in der Produktionstechnik verspricht sich z.b. Shell ab einem Ölpreis von ca. 30 US$/b eine wirtschaftliche Nutzung von Ölschiefer. Tab. 4-6: Nicht-konventionelles Erölvorkommen (Stand Ende 2007) Reserven Ressourcen [Gt] [EJ] [Gt] [EJ] Ölsand Schwerstöl Ölschiefer Gesamt Quelle: BGR Studie, Energierohstoffe 2009

21 4 Energievorräte und Energiequellen 4-21 GUS Kanada Großbritannien Italien Kasachstan USA Venzuel Nigeria Kongo Aserbaidschan Chin Angola Indonesien Ölsande Schwerstö Ölschiefer Brasilie Madagaskar Abb. 4-9: Potentielle Gebiete für Ölschiefer, Ölsand und Schwerstöl (zum Teil inkl. Schweröl) Zu Abb. 4-9 Anders als beim konventionellen Öl, bei dem die größten Reserven in den klassischen Förderländern des Nahen Ostens konzentriert sind, sind die Lagerstätten der nicht-konventio-nellen Öle gleichmäßiger auf der Welt verteilt. Die regionale Verbreitung der nicht-konventionellen Öle macht deutlich, dass große Vorratsmengen sowohl in den OPEC- als auch in den OECD-Staaten vorkommen. Der geologische Kenntnisstand über die Höffigkeitsgebiete der Erde ist unterschiedlich hoch. Die größten Lagerstätten, nämlich die Ölsand-Areale von Athabasca (Kanada) sowie nachgeordnet Russland und Kasachstan, der Schweröl-Gürtel des Orinoco (Venezuela) und die Ölschiefervorkommen der USA (Wyoming, Utah, Colorado), stellen das weitaus größte Reservenpotential an nicht-konventionellem Öl.

22 Energievorräte und Energiequellen Erdgas Die früheste wirtschaftliche Nutzung von Erdgas ist aus China beschrieben - aus dem Ende des dritten Jahrhunderts n. Chr. datieren Berichte über die Nutzung natürlicher Gasaustritte zum Salzsieden. Eine systematische Gewinnung von Erdgas aus Bohrungen begann dann in der Provinz Sichuan im 16. Jahrhundert. Erst nach dem 2. Weltkrieg setzte sich Erdgas als Primärenergiequelle und Rohstoff für die petrochemische Industrie zunehmend durch, insbesondere nachdem die technischen Voraussetzungen für einen Transport in gasförmigem oder verflüssigtem Zustand entwickelt worden waren. Erdgas besteht im Wesentlichen aus Methan (CH 4 ) und Anteilen von Ethan, Propan sowie Stickstoff, Kohlendioxid und anderen Spurengasen (z. B. Schwefelwasserstoff etc.). Abb. 4-10: Erdgaspotential (konventionell und nicht-konventionell)

23 4 Energievorräte und Energiequellen 4-23 Zu Abb Ähnlich wie beim Energieträger Erdöl wird auch beim Erdgas zwischen konventionellem Erdgas und nicht-konventionellem Erdgas unterschieden. Nicht-konventionelles Erdgas ist in Lagerstätten enthalten, die nicht mit den klassischen Fördertechniken wirtschaftlich ausgebeutet werden können. Hierzu gehört beispielsweise Erdgas aus Kohleflözen, dichten Speichergesteinen, Gashydraten, Aquiferen.

24 Energievorräte und Energiequellen Konventionelles Erdgas Nordamerika Europa 14 Afrika Naher Osten GUS 15 Austral- Asien Lateinamerika Welt: 188 Bill. m³ EJ Abb. 4-11: Erdgas - Reserven in Bill. m³ (Stand Ende 2008) Nordamerika 9 Europa 33 GUS Naher Osten Austral- Asien Lateinamerika Afrika Welt: 239 Bill. m³ 9.070EJ Abb. 4-12: Erdgas - Ressourcen in Bill. m³ (Stand Ende 2008)

25 4 Energievorräte und Energiequellen 4-25 Die Reserven betrugen Ende Bill. m³ ( EJ 4 ). Seit 1900 sind die Erdgasreserven und Förderung stetig angestiegen, wobei die Reserven im Vergleich stärker angestiegen sind. Mit einer Erhöhung von 926 EJ seit 2001 erreichten die weltweiten Reserven 2008 einen Höchststand. Weltweit sind etwa Erdgasfelder bekannt. Von diesen zählen etwa 100 zu den sogenannten Giants (Reserven über 80 Mrd. m³) und Supergiants (mehr als 800 Mrd. m³), in denen sich ca. 75 % der weltweiten Reserven befinden. Nach Regionen unterteilt liegen der größte Teil der Reserven in den Ländern des Nahen Ostens und den GUS-Staaten. Zusammen sind hier 72,5 % der weltweiten Reserven vereint. Die Länder mit den größten Reserven sind: Russland 48 Bill. m³ Iran 28 Bill. m³ Katar 25 Bill. m³ Mit größeren Unwägbarkeiten ist die Schätzung der Ressourcen verbunden, da im Gegensatz zu den Reserven keine jährliche Berichtspflicht besteht. Es wird angenommen, dass mehr als die Hälfte des weltweit verfügbaren Erdgases in Teufen unterhalb von m vorkommt (zum Vergleich: Beim Erdöl liegt der entsprechende Anteil bei weniger als m). Durch eine neue hohe Bewertung der Vorkommen in Afghanistan und der Arktis werden die weltweiten Erdgasressourcen 2008 auf 239 Bill. m³ ( EJ) geschätzt, sie liegen damit um 10 % höher als Die Länder mit den größten Ressourcen sind: Russland 106 Bill. m³ USA 20 Bill. m³ Iran 11 Bill. m³ Saudi-Arabien 11 Bill. m³ Die statische Reichweite von Erdgas betrug im Jahre 2008 rund 59,2 Jahre. Im Vergleich zu den Zahlen von 2003 ist das Gesamtpotenzial an Erdgas stark angestiegen. Mit einem verbleibenden Potenzial von rund 426 Bill.m³ übersteigt der Energieinhalt des Erdgases den des Erdöls um 50 %.

26 Energievorräte und Energiequellen Tab. 4-7: Erdgasvorkommen in Westeuropa 2008 Reserven [Mrd. m³] Ressourcen [Mrd. m³] Norwegen Niederlande Großbritannien Deutschland Italien Europa (Quelle: BGR Studie, Energierohstoffe 2009) 4 26,3 Mrd. m³ = 0,0263 Bill. m³ 1 EJ [1 Mrd. = 10 9, 1 Bill. = ]

27 4 Energievorräte und Energiequellen 4-27 Zu Tab. 4-7 Ende 2008 betrugen die Reserven in Europa rund Mrd. m³. Ca. 40 % dieser Reserven liegen in der norwegischen Nordsee. Die Ergebnisse der nordwärts fortschreitenden Exploration haben das bisherige Fündigkeitsergebnis von Öl zu Gas von ursprünglich ca. 50 : 50 auf ca. 70 % Gasanteil verschoben, so dass die Wahrscheinlichkeit hoch ist, in den nördlichen Schelfgebieten zukünftig überwiegend Gaslagerstätten zu entdecken. Fast 50 % der norwegischen Erdgasreserven sind im Troll-Feld, ca. 100 km nordwestlich von Bergen, konzentriert. Die Speicherhorizonte liegen zwischen und m und erreichen Mächtigkeiten von bis zu 200 m. Die Erschließung der Reserven in 300 bis 350 m Wassertiefe, ihre Produktion und der Transport erreichen bisher unbekannte technische und finanzielle Dimensionen. Dem Zusammentreffen ungewöhnlich günstiger geologischer Voraussetzungen verdanken die Niederlande ihren Erdgasreichtum, der zu ca. 80 % im Feld Groningen konzentriert ist. Nach über zwanzig Jahren Förderung werden die Reserven mit 1,2 Bill. m 3 (entspricht etwa 45,6 EJ 5 ) Erdgas angegeben. Das Methan stammt aus dem bis zu m mächtigen kohleführenden Oberkarbon und ist in die Sandsteine des Rotliegenden eingewandert. Großbritannien verfügt mit 660 Mrd. m³ über einen Anteil von 12 % der europäischen Erdgasvorräte. Die wichtigste Gasprovinz Großbritanniens ist das südliche Nordseebecken, wo sich zahlreiche Lagerstätten unter vergleichbaren geologischen Bedingungen wie im niederländischen Gasfeld Groningen gebildet haben. Die Erdgasressourcen Europas betrugen Ende 2008 rund Mrd. m³. Mehr als die Hälfte dieser Ressourcen davon sind in Norwegen. Die statische Reichweite der Erdgasreserven in Europa (ohne die ehemalige SU) betrug im Jahr 2008 ca. 17,4 Jahre. Die statische Reichweite sank damit gegenüber 2007 um fast 2 % (zum Vergleich: Die durchschnittliche statische Reichweite weltweit ist etwa 59,2 Jahre.). Die in Europa vorhandenen Erdgasreserven und -ressourcen entsprechen ca. 3,4 % der weltweiten Reserven und Ressourcen 5 26,3 Mrd. m³ = 1 EJ

28 Energievorräte und Energiequellen Tab. 4-8: Zeitliche Entwicklung der Erdgasreserven in der Welt Jahr Reserven [10 9 m 3 ] Förderung [10 9 m 3 /a] statische Reichweite [Jahre] Zu Tab. 4-8 Bis Ende der 70er Jahre war Erdgas in vielen Ländern ein Nebenprodukt bei der auf Erdöl ausgerichteten Exploration. Erst danach wurde Erdgas immer stärker eingesetzt. Die Welterdgasförderung hat sich seit 1960 mehr als versechsfacht. Seit 1970 lagen die jährlichen Wachstumsraten der ehemaligen UdSSR bis zu deren Zerfall bei über 20 %. Weltweit liegen sie seit 1985 bei durchschnittlich 4,3 %. Bis Anfang der 80er Jahre waren die USA der größte Erdgasproduzent. Nach energiepolitisch bedingtem Rückgang der Produktion in den 80er Jahren ist die Erdgasproduktion in den USA wieder angestiegen. Zusammen mit Russland betrug der Anteil an der weltweiten Erdgasförderung 2008 über 39 % (USA: 18,3 %, Russland: 20,9 %). Die Erdgasreserven stiegen von 1960 bis 2008 von 18,6 Bill. m 3 (707 EJ) auf ca. 188 Bill. m 3 (7.140 EJ) an. Im gleichen Zeitraum wuchs die Förderung von 469 Mill. m 3 (17,8 EJ) auf Mrd. m 3 (113,6 EJ). Damit hat sich in diesem Zeitraum das Verhältnis von Reserven zu Förderung fast kontinuierlich erhöht. Die statische Reichweite von Erdgas ist seit 1960 um 20 Jahre angestiegen betrug das Verhältnis von Reserven zu Förderung knapp 60 Jahre. Diese Zahl spiegelt jedoch nicht die regionalen Unterschiede wider. So betrug 2008 die statische Reichweite von Erdgas in Russland rund 71 Jahre, im Iran 242 Jahre und in den USA lediglich ca. 12 Jahre.

29 4 Energievorräte und Energiequellen 4-29 Nicht-konventionelles Erdgas Zu nicht-konventionellem Erdgas gehört Erdgas aus Lagerstätten, die mit klassischen Methoden wirtschaftlich nicht gefördert werden können. Lediglich für die Förderung von Erdgas aus Kohleflözen und dichtem Speichergestein gibt es bisher geeignete Technologien, so dass nur knapp 3 % (5 Bill. m³) dieser Vorkommen damit wirtschaftlich gefördert werden können und daher zu den Reserven gezählt werden können. Die übrigen Vorkommen in dichtem Speichergestein und Kohleflözen sowie Erdgas aus Gashydraten und in Aquiferen werden zu den Ressourcen gerechnet, da sie wenig erkundet und technisch nicht bzw. nur mit großem Aufwand förderbar sind. -Erdgas aus Kohleflözen Mit Kohleflözgas wird ein Gasgemisch bezeichnet, das in Kohle enthalten ist und überwiegend aus Methan besteht. Der Überbegriff Kohleflözgas beinhaltet Flözgas (Coalbed Methane, CBM), das im unverritzten Gebirge mit Hilfe von Bohrungen freigesetzt werden kann. Der Begriff Grubengas bezeichnet das Gas, das während (Coalseam Methane, CSM) und nach (Coalmine Methane, CMM) der Bergbautätigkeit austritt. Es ist im untertägigen Steinkohlebergbau seit alters her als Grubengas bekannt, und seine Gewinnung und Nutzung erfolgte bis in die 30er Jahre eher zufällig und nur lokal. Weltweit zum ersten Mal wurde 1935 in Japan ein Kraftwerk mit Flözgas versorgt. Nach dem zweiten Weltkrieg begannen ab 1949 die westeuropäischen Reviere Grubengas mittels Bohrlöchern abzusaugen und das so drainierte Flözgas zu nutzen. Die Förderung von Flözgas trägt somit nicht nur zur Verbesserung der Grubensicherheit bei, sondern stellt auch ein Potential für die Rohstoff- und Energieversorgung dar. Die jüngsten Angaben zu den Ressourcen von Flözgas der bedeutendsten Kohleländer summieren sich im Mittel auf 254 Bill. m 3, die Schätzungen schwanken aber um 100 Bill. m 3. Die Länder mit den bedeutendsten Flözgasvorkommen sind Kanada, Russland, Ukraine, die Vereinigten Staaten, China, Australien und Indonesien. Deutschland hat mit rund 3 Bill. m 3 Ressourcen einen Anteil von etwa einem Prozent. Vom gesamten Potential (Ressourcen + Reserven) werden nur ca. 1 % (ca. 2 Bill. m 3 ) als wirtschaftlich gewinnbare Reserven eingestuft. -Erdgas aus dichtem Speichergestein Ob eine Erdgaslagerstätte zu den nicht-konventionellen Lagerstätten in dichten Gesteinen zählt, entscheidet die Kenngröße der Durchlässigkeit (Permeabilität) des Gesteins, in dem die Gase gespeichert sind. Erdgaslagerstätten in dichten Gesteinen können in typischen Reservoirformationen wie Sand- und Karbonatgesteinen (Tight Gas) durch besonders große mechanische oder chemische Kompensation des Porenraums entstehen. In Tonstein gefangenes Erdgas (Shale Gas) ist schon in diesen Schichten entstanden und nie aus dem

30 Energievorräte und Energiequellen Muttergestein hinaus migriert. Der Tonstein stellt in diesem Fall Muttergestein und Reservoir zugleich dar. Insgesamt gibt es ein hohes Potential an Erdgasvorräten in dichten Speichergesteinen, da man davon ausgehen kann, dass es in allen geologischen Sedimentbeckenstrukturen vorkommt. Die Gewinnung ist aber aufgrund des hohen Lagerstättendrucks und der geringen Durchlässigkeit im Vergleich zu den konventionellen Erdgasvorkommen schwierig. Vor allem in den USA wurden die Produktionstechniken durch großangelegte staatliche Förderprogramme in den letzten Jahren vorangetrieben. Die zwei wesentlichen Produktionsstrategien sind hierbei das Erzeugen von künstlichen Rissen im dichten Gestein, um die Durchlässigkeit zu erhöhen, und die Bohrtechniken für horizontale und multilaterale Bohrungen. Auch in Europa werden in den letzen Jahren die Forschungsaktivitäten zum Vorkommen und der Produktion von Erdgas aus dichten Speichergesteinen stark vorangetrieben. Das gesamte Potenzial (Reserven und Ressourcen) an Erdgas aus dichtem Speichergestein wird heute auf 669 Bill. m³ geschätzt. Die Hauptvorkommen liegen in den GUS, Nordamerika und Zentralasien. Europa hat lediglich einen Anteil von 6 % am Gesamtpotential. In Deutschland findet man diese Lagerstätten vor allem in Norddeutschland. Dort werden sie seit den 70er Jahren als Folge steigender Erdgaspreise erschlossen. Das Potential an gewinnbarem Erdgas aus dichten Lagerstätten wird im Norddeutschen Becken zwischen 100 bis 150 Mrd. m 3 geschätzt. Weltweit wird Erdgas in dichten Gesteinen bisher nur in wenigen Lagerstätten gewonnen. Der Hauptanteil der Produktion liegt in den USA, wo nicht-konventionelle Erdgaslagerstätten systematisch exploriert und gefördert werden. - Erdgas aus Hydraten Gashydrate sind eine Verbindung von Gas mit Wasser, die in fester Form kristallisiert. Die in der Natur vorkommenden Hydrate enthalten vorwiegend Methan und in geringem Umfang höhere Kohlenwasserstoffe, CO 2, H 2 S und N 2. Hydrate kommen weltweit unter den unterschiedlichsten geologischen Bedingungen vor. Die notwendigen Druck/Temperatur- Kombinationen zur Bildung von Hydrat sind in der Natur vornehmlich in Permafrost- Gebieten und an den Kontinentalhängen der Ozeane zu finden. Die meisten der gefundenen Hydrat-Methane sind biogenen (bakteriellen) Ursprungs. Die Existenz kann in Bohrlochmessungen erkannt werden. Die weltweite Entwicklung der Gasförderungen aus Gashydrat wird derzeit stark vorangetrieben, so dass die kommerzielle Nutzung von Gas aus Gashydraten in ca. 10 Jahren erwartet wird. Die aktuelle Schätzung des Gasgehalts in Gashydraten liegt zwischen und Bill. m 3, wobei sich der weitaus größere Teil in marinen Bereichen findet. Eine erste Abschätzung technisch gewinnbaren Erdgasvolumens in Gashydraten wurde kürzlich für Nordalaska veröffentlicht. Hier seien 2,4 Bill. m³ Erdgas in Gashydraten vor-

31 4 Energievorräte und Energiequellen 4-31 handen, die mit heutigen Methoden schon produzierbar sind. Eine Produktion dieses Vorkommen hat aber noch nicht begonnen. - Erdgas aus Aquiferen Die Löslichkeit eines Gases in einer Flüssigkeit steigt mit zunehmendem Druck und sinkt mit zunehmender Temperatur. Mit zunehmender Tiefe wirken diese Faktoren also gegensätzlich auf die Löslichkeit, jedoch dominiert hierbei der Einfluss des Druckes. Die in Formationswässern (d. h. das in den Poren des Gesteins gehaltenen Wassers) lösbaren Mengen an Gas nehmen mit wachsender Tiefe somit stark zu. Bei Druckentlastung muss sich ein Teil des Gases lösen und tritt entweder als freies Gas in die Atmosphäre aus oder wird bei geeigneten geologisch-strukturellen Vorraussetzungen in Lagerstätten gefangen. Der im Formationswasser verbleibende Teil wird als Aquifergas bezeichnet. Die Gewinnung von Methan aus oberflächennahen Aquiferen hat heute lokal durchaus Bedeutung, wird jedoch in nächster Zeit diesen beschränkten Rahmen wohl nicht übersteigen. Das Land mit den größten Erfahrungen bei der Nutzung von Methan aus Aquiferen ist Japan, wo bereits 1958 die erste von mehreren Aquifergas-Lagerstätten in Produktion genommen wurde. Das in Zukunft technisch gewinnbare Volumen an Erdgas wird auf 800 Bill. m 3 geschätzt. Die Region am nördlichen Golf von Mexico zählt zu den aussichtsreichsten, da diese Region durch zahlreiche Bohrungen eine gute geophysikalische Datenlage vorhanden ist. Hauptproblem bei der Förderung ist die Landabsenkung, wie sie in Japan und Italien beobachtet wurde. Dieser kann jedoch durch Reinjektion des entgasten Wassers beigekommen werden. Tab. 4-9: Nicht-konventionelle Erdgasreserven und -ressourcen Reserven Ressourcen [Bill. m³] [EJ] [Bill. m³] [EJ] Erdgas aus Kohleflözen Erdgas aus dichtem Speichergestein Erdgas aus Gashydraten Erdgas aus Aquiferen Gesamt

32 Energievorräte und Energiequellen Fossile (biogene) Energievorräte Tab. 4-10: Fossile (biogene) Vorräte (Stand Ende 2008) Reserven Ressourcen gesamt [EJ] [%] [EJ] [%] [EJ] [%] Hartkohle , , ,2 Weichbraunkohle , , ,6 Erdöl , , ,7 nicht-konv. Erdöl , , ,5 Erdgas , , ,7 nicht-konv. Erdgas 185 0, , ,2 gesamt Zu Tab Die weltweiten Reserven betrugen Ende EJ, die Ressourcen betrugen EJ, wodurch sich ein Gesamtpotential von EJ ergibt. Zum Vergleich: Der Primärenergieverbrauch der Welt betrug im Jahr 2009 rund 467 EJ. Der Hauptteil der Reserven (48,3 %) und der Ressourcen (68,4 %) ist in Form von Hartkohle vorhanden. Die Reserven von konventionellem Erdöl und Erdgas betragen zusammen rund 37 % der weltweiten Reserven. Der Anteil dieser Energieträger an den Ressourcen beträgt lediglich 2,4 %. 6,4 % der Reserven und 20,6 % der Ressourcen sind in Form nicht-konventioneller Energieträger (s. Kapitel und 4.2.3) vorhanden.

33 4 Energievorräte und Energiequellen Nukleare Energiereserven und -ressourcen Kernbrennstoffe für Kernspaltungsreaktoren Als Brennstoff für die Energieerzeugung durch Kernspaltung können Uran und Thorium genutzt werden. Derzeit wird ausschließlich Uran als Kernbrennstoff genutzt, weshalb auf dessen Vorratssituation ausführlicher eingegangen wird. Uran ist ein Metall, das in der Natur als Mischung von drei Isotopen U238 (99,28 %), U235 (0,71 %) und U234 (0,006%) vorkommt. Anders als bei den anderen fossilen Vorräten wird für die Uranvorräte eine Differenzierung nach Gewinnungskostenkategorien vorgenommen. Man unterscheidet die Kostenklassen gewinnbar bis 40 US-$/kg U, gewinnbar zwischen 40 und 80 US-$/kg U, gewinnbar zwischen 80 und 130 US-$/kg U, gewinnbar zwischen 130 und 260 US-$/kg U.

34 Energievorräte und Energiequellen Abgrenzung der Uranvorräte Identifizierte Ressourcen Unentdeckte Ressourcen Abnehmende ökonomische Attraktivität Gewinnbar zu Kosten von < 40 US-$/kg U US-$/kg U US-$/kg U US-$/kg U RAR RAR RAR RAR IR IR IR IR Prognostische Ressourcen Prognostische Ressourcen Prognostische Ressourcen Prognostische Ressourcen Spekulative Ressourcen Abnehmende Zuverlässigkeit der Schätzungen RAR IR Reasonably Assured Resources (hinreichend gesicherte Vorräte) Inferred Resources (vermutete Vorräte) Abb. 4-13: Abgrenzung der Uranvorräte

35 4 Energievorräte und Energiequellen 4-35 Tab. 4-11: Uran- und Thoriumvorräte (Stand: ) Kategorie US-$/kg U 1000 t U stat. Reichweite identifizierte Ressourcen hinreichend gesicherte Vorräte (Reasonably Assured Resources RAR) < < 80 > < < 260 > Summe RAR gesamt > Jahre vermutete Vorräte (Inferred Resources IR) < 40 > 226 < < 130 > < Summe IR gesamt > Jahre Summe identifizierter Ressourcen gesamt > Jahre unentdeckte Ressourcen prognostische Vorräte < Jahre spekulative Vorräte Jahre Summe unentdeckter Ressourcen gesamt Jahre Gesamtressourcen gesamt > Jahre nicht-konventionelle Uranvorräte Uran in Phosphaten Uran in Meerwasser > Thorium (inkl. unentdeckte Ress.) ca Ermittlung der statischen Reichweite bei einem Uranbedarf von t Uran je Jahr Zu Tab Die weltweiten Reasonably Assured Resources an natürlichem Uran betragen im Jahr 2008 rund 4 Mio. t Uran. Zählt man die Ressourcenkategorie der Inferred Resources - bei der bereits disaggregierte Kostenklassen vorliegen - hinzu, so beläuft sich der Wert auf 6,3 Mio. t Uran. Werden die noch unentdeckten Ressourcen (prognostische und spekulative) mitberücksichtigt, so erhöht sich der Gesamtvorrat auf 16,7 Mio. t Uran. Bei einem Jahresverbrauch von t Uran (Verbrauch von 436 Kernkraftwerken im Jahr 2009) haben die Reasonably Assured Resources eine statische Reichweite von etwa 65 Jahren. Damit ist die derzeitige Reichweite von Uran größer als von Metallen, die eine gleichhäufige Konzentration auf der Erdkruste haben, wie z.b. Zinn oder Zink. Bezogen auf die Gesamtressourcen ergibt sich eine statische Reichweite von 270 Jahren. Neben den bislang dargestellten Uranressourcen in konventionellen Lagerstätten sind sehr große Mengen an nicht-konventionellem Uran in Phosphaten und im Meerwasser enthalten. In Phosphaten sind etwa 22 Mio. t Uran zu finden. Zeitweise wurde Uran als Nebenprodukt der Phosphatproduktion gewonnen. Weitere 4 Mrd. t Uran sind im Meerwasser gelöst. Hier liegen die Gewinnungskosten deutlich höher, nämlich über 700 US-$/kg. Die Gesamtvorräte für das leicht-radioaktiv natürlich vorkommende Thorium betragen etwa 6,1 Mio. t, wobei in vielen Ländern überhaupt noch keine Explorationen nach Thorium getätigt wurden.

36 Energievorräte und Energiequellen Geographische Verteilung 14 Länder verfügen über 97 % der identifizierten Uranressourcen (> 5,4 Mio. t Uran) in der Kostenkategorie bis 130 US-$/kg U; deren geographische Verteilung zeigt Abb Mit einem Anteil von 31 % weist Australien die meisten identifizierten Ressourcen aus, gefolgt von den GUS-Staaten mit 25 %. Weitere wesentliche Vorkommen befinden sich Afrika (16 %) und Nordamerika (13 %). Abb. 4-14: Verteilung der identifizierten Uranressourcen (< 130 US-$/kg U) in Prozent zwischen den größten Uran produzierenden Ländern Aufteilung der identifizierten Uranressourcen bis zur Kostenkategorie von 40 US-$/kg U (0,8 Mio. t Uran): Kanada 46 %, Südafrika 19 %, Brasilien 18 %, China 9 %. Im Vergleich zu Gas und Öl ist die Versorgungssicherheit als hoch einzuordnen, da die identifizierten Uranressourcen in überwiegend politisch stabilen Regionen liegen und der Kernbrennstoff wegen seiner sehr hohen Energiedichte und den somit benötigten geringen Mengen für viele Jahre vorrätig gelagert werden kann. Im Gegensatz zu Uran existieren in Europa viele Thoriumvorkommen (insbesondere in Norwegen).

37 4 Energievorräte und Energiequellen 4-37 Uranmarkt Uranförderung und -nachfrage Vom Ende der 1950er-Jahre bis 1990 war der Uranbedarf der westlichen Welt stets kleiner als das produzierte Uran. Die Unausgewogenheit zwischen Bedarf und Produktion entstand durch die Anhäufung von Uranvorräten in militärischen Beständen und im Zusammenhang mit der Kernenergie-Euphorie der frühen 1970er-Jahre. Nachdem viele Länder ihre nationalen Lager aufgefüllt hatten, nahm die Uranproduktion nach 1981 zunächst leicht und anschließend sehr stark ab. Als Folge der geringen Nachfrage fiel der Uranpreis. Das nachlassende Interesse an Kernenergie und eine entsprechende Reduzierung der Ausbauprogramme in den 80er-Jahren veranlassten die Marktteilnehmer, ihre eigenen Bestände ebenfalls abzubauen. Weiterhin führten Abrüstungsverträge zwischen den USA und der Sowjetunion dazu, dass Uran aus militärischen Beständen auf den Weltmarkt kam. So ist heute Uran auf dem Weltmarkt erhältlich, das bedeutend früher gefördert wurde und zum Teil ursprünglich nicht für den zivilen Nutzen vorgesehen war. Abb. 4-15: Uranförderung versus Urannachfrage Die Uranproduktion erreichte 1981 mit t U den höchsten Ausstoß und lag im Jahr 2009 bei t U.

38 Energievorräte und Energiequellen Uranproduktion Mit insgesamt t U im Jahr 2009 ist die Uranproduktion gegenüber der 2008 gewonnenen Menge von t U stark angestiegen. In Abb sind die wichtigsten Länder bzw. Kontinente in der Uranproduktion dargestellt. Die führenden Uranproduzenten 2009 waren Kasachstan (27 %), Kanada (20 %), Afrika (17 %) und Australien (16 %). Kasachstan fördert über ein Viertel der weltweiten Produktion, wobei nahezu ausschließlich das in-situ Laugungsverfahren eingesetzt wird. Kanada gehört seit Jahren zu den größten Uranproduzenten und förderte 2009 ein Fünftel der weltweiten Produktion aus drei Gruben der kanadischen Provinz Sasketchewan. Im Jahr 2009 lag die Produktion in Kanada bei t U. An dritter Stelle der länderweiten Welturanproduktion befindet sich Australien mit 16 %. In Australien findet die Uranproduktion ebenfalls in drei verschiedenen Lagerstätten statt. Dabei hat die Mine Ranger den größten Anteil und trägt damit zu über die Hälfte der australischen Urangewinnung bei. In Australien wird das Uran im konventionellen Tagebau (Ranger) bzw. unter Tage (Olympic Dam) gewonnen oder mittels einer Lauge ISL aus dem Gestein herausgelöst (Beverly). Gegenüber dem Jahr 2008 ist ein Anstieg der weltweiten Uranproduktion um 15 % zu verzeichnen, wobei Kasachstan mit einer Produktionssteigerung um 62 % heraussticht. Lediglich in Australien ist die Uranproduktion in dem Zeitraum um 6 % gefallen. USA 3% Usbekistan 5% Russland 7% Sonstige 5% Kasachstan 27% Australien 16% Afrika 17% Kanada 20% Abb. 4-16: Uranproduktion 2009 ( tu)

39 4 Energievorräte und Energiequellen 4-39 Abhängig von der Lagerstätte werden im Uranbergbau vier verschiedene Verfahren angewandt: Tagebau, Tiefbau, Lösungsbergbau und die Gewinnung als Beiprodukt. Etwa 34 % der Produktion von RAR entfallen auf den Untertagebau und 24 % auf den Übertagebau. Das Verfahren des Lösungsbergbaus oder auch Laugung genannt (In-situ-Leaching, Heap Leaching, In-place leaching) liefert 15 % der RAR-Produktion. Mittels Mit- und Nebengewinnung im Kupfer- und Goldbergbau sowie durch andere nicht-konventionelle Verfahren werden ca. 27 % des Urans produziert. Sekundäre Quellen zur Deckung der Kernbrennstoffnachfrage Zwischen dem Verbrauch und der Produktion besteht seit mehreren Jahren eine Lücke. Im Jahre 2009 lag der weltweite Bedarf bei t U. Dem stehen nur rund t gefördertes Uran gegenüber. Der Rest wird aus sekundären Quellen gedeckt. Zu diesen Uranvorräten gehören Bestände und Inventare ziviler und militärischer Programme sowie Kernbrennstoffe aus der Wiederaufarbeitung, überschüssiges Plutonium aus militärischen Beständen und produziertes Uran durch Wiederanreicherung. Da sich aber aus heutiger Sicht die Mengen an Kernbrennstoffen aus sekundären Quellen auf dem Weltmarkt ab 2014 (Auslaufen der Abrüstungsverträge) erheblich verringern dürften, muss ein steigender Bedarf an Natururan durch die Erweiterung bestehender und die Erschließung neuer Abbaustätten gesichert werden. Derzeit sind jährlich t U aus sekundären Quellen verfügbar. Aufgrund auslaufender Programme zur Bereitstellung von Uran aus militärischen Beständen in Russland könnte sich diese Menge aber nach 2013 auf jährlich t U verringern.

40 Energievorräte und Energiequellen Uranpreis Der Uranpreis für langfristige Kontrakte sank bis zum Jahr 2003 auf etwa 30 EUR/kg U. Aufgrund dessen wurden zahlreiche Produktionsstätten geschlossen, da deren Betrieb nicht mehr rentabel war. Im Jahre 2004 zog zeitgleich mit dem Anstieg der Preise für andere Rohstoffe auch der Uranpreis stark an. Dieser stieg durch die erhöhte Nachfrage bei den Kernkraftwerksbetreibern und aus Spekulationen von Finanzinvestoren. Ein Allzeithoch erreichten die Spotmarktpreise im Jahr 2007 mit 122 EUR/kg U, die aber bis Ende 2009 auf etwa 78 EUR/kg U zurückfielen. In Europa wird jedoch nur ein Anteil von weniger als fünf Prozent der Verträge über den Spotmarkt gehandelt, mehr als 95 % der Verträge sind längerfristige Kontrakte. Hier ist seit 2004 ein wesentlich geringerer Preisanstieg für Uran zu verzeichnen. Im Jahr 2007 lag der Uranpreis für längerfristige Kontrakte bei 41 EUR/kg U und erreichte 2009 einen Wert von 56 EUR/kg U. In der Vergangenheit war der Uranpreis für längerfristige Kontrakte höher als der auf dem Spotmarkt, erst ab dem Jahr 2005 hat sich das Verhältnis umgekehrt Multiannual contracts Spot contracts Uranpreis in EUR/kgU Jahr Abb. 4-17: Euratom Supply Agency (ESA)-Preise für Uran

41 4 Energievorräte und Energiequellen 4-41 Energieinhalt von Uran Der Energieinhalt von 1 kg Uran in einem Leichtwasserreaktor beträgt bis zu 510 GJ, mit einfacher Rezyklierung erhöht sich dieser Wert auf etwa 575 GJ. Im Brutreaktor steigt der nutzbare Energieinhalt durch die Nutzung von U-238 auf bis zu 35 TJ. In der Tab wird deutlich, dass sich die mögliche Energienutzung des Urans durch die Brütertechnologie um den Faktor 70 erhöhen ließe. Würden die Reserven des Urans (RAR) in Brutreaktoren genutzt werden, ergäbe sich eine nutzbare Energiemenge von EJ. Das Energieäquivalent der Geamtressourcen beläuft sich auf rund EJ. Zum Vergleich: Die Reserven und Ressourcen von Hartkohle betrugen Ende 2008 rund EJ; das Gesamtpotential der fossilen biogenen Energieträger betrug EJ. Tab. 4-12: Energieäquivalent der weltweiten Uranvorräte Leichtwasserreaktor 510 GJ/kg U Leichtwasserreaktor mit einfacher Rezyklierung 575 GJ/kg U Brutreaktor 35 TJ/kg U identifizierte Ressourcen RAR (4,004 Mio. t U) EJ EJ EJ IR (2,303 Mio. t U) EJ EJ EJ Summe (6,306 t U) EJ EJ EJ unentdeckte Ressourcen Prognostische (2,905 Mio. t U) EJ EJ EJ Spekulative (7,496 Mio. t U) EJ EJ EJ Summe (10,401 t U) EJ EJ EJ Gesamtressourcen (16,707 t U) EJ EJ EJ

42 Energievorräte und Energiequellen Kernfusion Leichte Atomkerne lassen sich in exothermer Reaktion zu schwereren verschmelzen. Wichtige Reaktionen für die technische Nutzung der Kernfusion sind die Deuterium Tritium - Reaktion, die Deuterium Deuterium - Reaktionen sowie die Deuterium - Helium-3-Kern - Reaktion. Bei der Deuterium-Tritium-Reaktion findet die Verschmelzung von Deuterium ( 2 H) und Tritium ( 3 H) zu Helium ( 4 He) statt. Da Tritium in der Natur nur in kleinen Mengen vorhanden ist, müsste es mit Hilfe der Fusionsneutronen aus Lithium durch Brutreaktionen erzeugt werden. Bei der Deuterium-Deuterium-Reaktion ist dahingegen kein Erbrüten des Brennstoffs erforderlich. Fusionsreaktionen - Deuterium - Tritium - Reaktion (DT-Reaktion) D + T 4 He + n + 17,59 MeV *) Tritium (T) wird aus Lithium (Li) erbrütet 6 Li + n 4 He + T + 4,80 MeV 7 Li + n 4 He + T + n - 2,47 MeV - Deuterium - Deuterium - Reaktionen (DD-Reaktionen) D + D 3 He + n + 3,27 MeV D + D T + p + 4,03 MeV - Deuterium - Helium-3-Kern - Reaktion (D 3 He-Reaktion) D + 3 He 4 He + p + 18,35 MeV Die zwei DD-Reaktionen, die DT-Reaktion und die D 3 He-Reaktion können zu der folgenden Bruttogleichung zusammengefasst werden: - Bruttoreaktion 6 D 2 4 He + 2p + 2n + 43,24 MeV Dabei wird vorausgesetzt, dass dem Brennstoff Deuterium schon zu Beginn der Reaktion bestimmte Mengen von Tritium und Helium-3-Kernen beigemischt werden. Darüber hinaus wird angenommen, dass Tritium und Helium-3-Kerne in der DT- bzw. D 3 He-Reaktion mit der gleichen Rate mit Deuterium reagieren, mit der sie in den DD-Reaktionen gebildet werden. *) 1 MeV = 1, J

43 4 Energievorräte und Energiequellen 4-43 Tab. 4-13: Kernbrennstoffe Lithium und Deuterium Reserven Energieäquivalent Ressourcen Energieäquivalent vorhandene Menge im Meerwasser Lithium 9,9 Mio. t ca. 8, EJ 25,5 Mio. t ca. 2, EJ 110 Mrd. t Deuterium 4, t (ca. 1, EJ) Zu Tab Die Tabelle zeigt die weltweiten Vorräte der Kernbrennstoffe Lithium und Deuterium. Die Reserven des Lithiums betragen 9,9 Mio. t entsprechend ca. 8,3 10 EJ, die Ressourcen 25,5 Mio. t entsprechend ca ,1 10 EJ (Umrechnungsfaktor: 1 t Lithium = 0,084 EJ). Somit sind die Reserven des Lithiums 1,4-mal größer als das Gesamtpotential der fossilen biogenen Energieträger (ca. 5 6,0 10 EJ, vgl. Tab. 4-10). Die im Meerwasser vorhandene Deuteriummenge wird auf rund 4, t geschätzt. Dies entspricht einem Energieäquivalent von etwa 1, EJ. Sie übersteigen damit das Gesamtpotential der fossilen biogenen Energieträger von ca. 26 Millionen. 5 6,0 10 EJ um einen Faktor von

44 Energievorräte und Energiequellen Meereswärme o 20 Nord Äquator o 20 Süd zwischen 0 und 4,5 Grad C über 4,5 Grad C Wassertiefe weniger als 900 m Abb. 4-18: Durchschnittliche Temperaturunterschiede zwischen Oberflächenwasser und Wasser in 900 m Tiefe Zu Abb Die tropischen Meere weisen ein Temperaturgefälle zwischen 26 C an der Oberfläche und ca. 4 bis 5 C in großer Tiefe auf. Dieses Temperaturgefälle kann im Prinzip zur Gewinnung von mechanischer bzw. elektrischer Energie genutzt werden. Die technisch erreichbaren Wirkungsgrade liegen wegen der geringen Temperaturdifferenz von ca. 20 C nur zwischen 1 % bis 3 %.

45 4 Energievorräte und Energiequellen Biomasse Biomasse ist ein Sammelbegriff für alle pflanzlichen Stoffe und deren Abfälle, für Rückstände aus Wäldern und Nutzkulturen, ferner für alle tierischen Abfälle sowie die organischen Stoffe aus Straßen- und Hausmüll. Solare Strahlung wird in Biosystemen auf photosynthetischem Wege in chemische Energie (Biomasse) umgewandelt. Die potentielle Nutzfläche für Biomasse beträgt ca. 2/3 der Landfläche der Erde. Landwirtschaftlich genutzt werden gegenwärtig 15 % - 20 % dieser Fläche (da diese Nutzflächen auch der Nahrungs- und Holzproduktion dienen müssen, besteht eine zwangsläufige Konkurrenz zur Verwendung der Biomasse als Energiequelle.) Aufgrund dezentraler Vorkommen sowie unterschiedlichstem Einsatz (als Energiequelle oder in der Landwirtschaft) ist eine weltweite Potentialabschätzung nur begrenzt möglich. Es wird geschätzt, dass weltweit heute rund 48 EJ/a an Biomasse in Form von Holz und landwirtschaftlichen Abfällen energetisch genutzt werden. Die weltweite jährliche Produktion von trockener organischer Biomasse beträgt ca. 164 Gt/a. Dies entspricht einem äquivalenten Angebotspotential von rund EJ/a bzw. einem technisch nutzbaren Potential von etwa 150 EJ/a. Das Angebotspotential liegt damit um ein Vielfaches höher als das Äquivalent des heutigen weltweiten Energieverbrauchs (Verbrauch kommerzieller Energieträger im Jahr 2009: 467 EJ/a).

46 Energievorräte und Energiequellen 4.3 Energiequellen Fossile Energievorräte werden durch den Abbau ständig vermindert und sind demnach erschöpflich. Im Gegensatz dazu ist beispielsweise die Energienutzung aus solarer Strahlung oder aus Windenergie zu sehen; hier spricht man von Energiequellen, um den quasi unerschöpflichen Charakter herauszustellen. Diese Energieträger werden oft auch als erneuerbare oder regenerative Energieträger bezeichnet - im Folgenden soll jedoch stets der Begriff Energiequellen verwendet werden Allgemeiner Überblick Unter dem Oberbegriff Energiequellen werden im Wesentlichen die folgenden Energieträger zusammengefasst: Sonnenstrahlung (Strahlungsenergie, die die Erdoberfläche von der Sonne aus erreicht) Windenergie (kinetische Energie der bewegten Luftmassen) Wasserkraft (potentielle Energie der Wassermassen in den Flusssystemen der Erde) 6 Erdwärme (Wärmeenergie aus den oberflächennahen Erdschichten) Meeresenergie als - Gezeitenenergie (potentielle Energie des Tidenhubs) - Wellenenergie (kinetische und potentielle Energie an der Wasseroberfläche der Meere) - Meeresströmung (kinetische Energie der Wassermassen in den Ozeanen) Die hier betrachteten Energiequellen sind im streng physikalischen Sinn natürlich nicht unerschöpflich, da auch sie aus einem endlichen Energievorrat gespeist werden. In menschlichen Zeiträumen gemessen kann der Energiefluss aber als quasi unerschöpflich angesehen werden. 6 In diesem Zusammenhang wird die gesamte Wasserkraft als Energiequelle betrachtet.

47 4 Energievorräte und Energiequellen 4-47 Die Energiequellen setzen sich folgendermaßen zusammen: - aus der Wärmeenergie im Innern der Erde: Diese Wärmeenergie stammt einmal aus der Ursprungswärme des Planeten Erde, zum Zweiten trägt die Zerfallsenergie radioaktiver Elemente bei. Im Wesentlichen sind dies: Uran-238, Uran-235, Thorium-232 und Kalium-40. In dieser Weise entsteht ein Wärmestrom zur Erdoberfläche von etwa 0,06 W/m 2. Dieser Wärmestrom wird zu 70 % über die Kernzerfallsprozesse gespeist und zu 30 % über die Ursprungswärme des Planeten Erde. Der Temperaturgradient, der sich aufgrund dieses Wärmestroms einstellt, beträgt in den oberen Schichten der Erde im Mittel etwa 1 Kelvin pro 33 Meter ("geothermische Tiefenstufe"). Hier gibt es z. T. erhebliche Abweichungen (geothermische Anomalie). - aus der Rotationsenergie von Sonne, Erde, Mond: Die Gravitation zwischen der Erde und dem Mond führt zu einem Wasserberg auf den Seiten der Erdkugel, die dem Mond zu- bzw. abgewandt sind. Analog - wenn auch schwächer - wirkt die Gravitation zwischen Erde und Sonne. Unter den Wasserbergen dreht sich die Erde in rund 24 Stunden. Die Küstenbewohner bemerken einen periodischen Wechsel von Hoch- (Flut) und Niedrigwasser (Ebbe). - aus den Kernverschmelzungsprozessen der Sonne: In der Sonne wird über Kernverschmelzungsprozesse Energie freigesetzt. Die Sonne wird in jeder Sekunde um 4 Mio. t leichter. Dieser Massenabnahme entspricht ein Energiebetrag von 4 x J, der als Strahlungsenergie freigesetzt wird. Im Abstand von 150 Mio. km von der Sonne befindet sich die Erde. In diesem Abstand beträgt die Strahlungsleistung W/m 2 (Solarkonstante). Diese Strahlungsleistung erreicht jedoch nicht die Erdoberfläche. In der Atmosphäre und auf der Erdoberfläche finden eine Vielzahl von Umwandlungsprozessen statt (vgl. Abb. 4-19).

48 Energievorräte und Energiequellen Sonnenstrahlung 5, J/a = 100 % Abstrahlung Atmosphärenobergrenze 69 % 31 % Reflexion 64,8 % langwellige Strahlung Erdwärme Planetenbewegung Gezeiten und Gravitation 0,02 % 0,002 % Erdoberfläche 47,4 % 14,4 % 33 % Biomasse 0,1 % Kontinente Meere 6,1 % 5,4 % 2,7 % 17,8 % 12,5 % 2,9 % Absorption in der Lufthülle 17,4 % 4,2 % Reflexion Energiereserven fossil 24 ca. 1,1. 10 J Strahlung 17,9 % 0,006 % Verdunstung 20,7 % Konvektion 8,8 % Weltprimärenergieverbrauch 2009: ca. 467 EJ Abb. 4-19: Energiebilanz der Erde Tab. 4-14: Weltweite Potentiale der erneuerbaren Energiequellen Angebotspotential [EJ/a] technisch nutzbares Potential [EJ/a] Solarstrahlung Wasserkraft Wind Geothermie Gezeiten Wellenenergie, Meeresströmung ) ~ ~350 ~ 100 } ~ 34 gesamt ca ca ) nur Wellenenergie

49 4 Energievorräte und Energiequellen 4-49 Zu Abb Von dem Energiestrom der solaren Strahlung, der in Höhe von 5, EJ/a auf die Erdatmosphäre auftritt, werden etwa 31 % von den äußeren Schichten der Lufthülle direkt reflektiert. Die Energiemengen, die von der Lufthülle, dem Land und dem Meer absorbiert werden, sind verantwortlich für den Wind, die Wellen, die Meeresströme, für Verdunstung und Niederschläge sowie die Erzeugung von Biomasse durch die Pflanzen, wobei der größte Teil von den Weltmeeren und Landflächen der Kontinente als Wärmestrahlung ins Weltall abgegeben wird. Im Vergleich zu der solaren Strahlungsenergie, die auf die Erdoberfläche auftritt, sind die Angebotspotentiale der anderen erneuerbaren Energieträger meist um einige Größenordnungen kleiner. Der gesamte geothermische Wärmestrom liegt bei EJ/a und Energie, die durch die Gezeiten dissipiert, ist mit 100 EJ/a um einen Faktor 10 kleiner. Zu Tab Das Angebotspotential der erneuerbaren Energiequellen, worunter hier die gesamte natürlich dargebotene Energiemenge je Jahr verstanden wird, ist ca mal größer als der weltweite anthropogene Energieverbrauch.

50 Energievorräte und Energiequellen Bis auf wenige Ausnahmen ist das natürliche Angebot der erneuerbaren Energieträger durch niedrige Leistungs- bzw. Energiedichten und eine periodisch bzw. unregelmäßig schwankende Verfügbarkeit gekennzeichnet. Daraus resultiert für die Nutzbarmachung dieser Energiequellen ein vergleichsweise hoher Flächenaufwand für die Sammlung und Konzentration der Energie und die Notwendigkeit einer Speicherung, um die Gegenläufigkeit von Energieangebot und -bedarf auszugleichen. Die Probleme der Nutzung erneuerbarer Energiequellen resultieren im Wesentlichen aus diesen beiden Eigenarten ihres natürlichen Angebots. Von dem teilweise sehr großen Angebotspotential der erneuerbaren Energiequellen lässt sich nur ein Teil technisch sinnvoll nutzen, da es einmal konkurrierende Verwendungszwecke, z. B. Landbedarf für die Nahrungsmittelproduktion, und zum anderen technische Randbedingungen, z. B. Mindestwindgeschwindigkeiten für den Betrieb von Windenergiekonvertern oder Mindestfallhöhen für Wasserkraftanlagen, gibt, die auch bei Vernachlässigung von ökonomischen und sonstigen Aspekten nur die Nutzung eines Teils des Angebotspotentials erlauben. Abschätzungen des technisch nutzbaren Potentials sind naturgemäß mit Unsicherheiten behaftet und demgemäß nicht als präzises Datum, sondern nur als größenordnungsmäßige Orientierung zu verstehen. Das in Tab aufgeführte technisch nutzbare Potential von etwa EJ/a entspricht ungefähr dem Fünffachen des gegenwärtigen weltweiten Energieverbrauchs. Nahezu 80 % dieses Potentials entfällt auf die direkte Nutzung der solaren Strahlungsenergie zur Strom- oder auch Wärmeerzeugung. Aber auch die technischen Potentiale der Biomasse, der Wasserkraft und der Windenergie sind dergestalt, dass sie größere Beiträge zur Weltenergieversorgung leisten könnten.

51 4 Energievorräte und Energiequellen Solare Strahlung Solare Strahlungsleistung auf die Erde außerhalb der Erdatmosphäre: ca TW Maximale Strahlungsintensität auf der Erdoberfläche: ca W/m 2 Sonneneinstrahlung (24-Std.-Jahresmittelwerte) in verschiedenen geographischen Regionen: Tropen W/m 2 Südeuropa W/m 2 Nordeuropa W/m 2 Deutschland 110 W/m 2 Nutzungsmöglichkeiten solarer Strahlungsenergie: - Wärmegewinnung - Stromerzeugung Höchste Strahlungsleistung in den Wüstengebieten der Erde (vgl. Abb. 4-20) Abb. 4-20: Globaleinstrahlungskarte der Erde (mittlere Jahressummen in kwh/m 2 )

52 Energievorräte und Energiequellen Windenergie Abb. 4-21: Windgeschwindigkeitsverteilung über den Kontinenten ( v = mittlere Windgeschwindigkeit in m/s)

53 4 Energievorräte und Energiequellen 4-53 Zu Abb Etwa 0,2 % der auf die Erdatmosphäre eingestrahlten Sonnenenergie werden in Windenergie umgewandelt Das Angebotspotential des Windes beträgt ca EJ. Technisch sinnvoll nutzbar ist der Wind bei Windgeschwindigkeiten v von: m m v = 4 bis v = 24 s s Das technisch nutzbare Windpotential wird weltweit auf ca. 350 EJ/a geschätzt; unter Berücksichtigung der wirtschaftlichen, ästhetischen und physikalischen Begrenzung erscheint rund 1/3 dieses Potentiales (100 EJ/a) als nutzbar. Abb zeigt die Flächen mit mittleren Windgeschwindigkeiten bis zu 8 m s. Theoretisch wäre es möglich, auf diesen Flächen Anlagen mit einer Leistung von insgesamt GW zu installieren. In der Realität können jedoch nur rund 4 % dieser Flächen genutzt werden, wodurch sich ein Wert von etwa 0,33 MW/km 2 für die installierbare Leistung ergibt. Bei einer angenommenen Jahresproduktion von h/a ergibt sich ein Potential von etwa TWh/a. Zum Vergleich: Im Jahr 2006 lag die Welt-Elektrizitätsproduktion bei etwa TWh/a. Die Last- und Leistungsgänge bleiben unberücksichtigt.

54 Energievorräte und Energiequellen Wasserkraft Angaben in TWh/a Abb. 4-22: Wasserkraft weltweite Nutzung 1990 und Westeuropa Nordamerika Osteuropa & GUS 514 Asie S ü damerika Afrik 344 Pazif. Raum Welt Abb. 4-23: Stromerzeugung aus Wasserkraft Welt Angaben in TWh /a Wasserkraft weltweite technische Potentiale

55 4 Energievorräte und Energiequellen 4-55 Zu Abb Mit "Wasserkraft" bezeichnet man die potentielle (und kinetische) Energie des Wassers in den Flusssystemen der Erde. Im Gegensatz zu den fossilen Energieträgern, die bei ihrer Nutzung in ihrer Menge verringert werden, wird die insgesamt auf der Erde zur Verfügung stehende potentielle Energie des Wassers über die Sonneneinstrahlung regeneriert. Wasserkraft wird fast ausschließlich zur Elektrizitätserzeugung genutzt. Die im Jahr 2006 installierte weltweite Leistung aller Wasserkraftwerke lag bei ca. 798 GW, die aus Wasserkraft erzeugte elektrische Energie bei TWh (2008: TWh). Im Weltdurchschnitt liegt 2007 der Anteil der Wasserkraft an der Elektrizitätserzeugung bei etwa 12 %. In den einzelnen Regionen und Ländern ergeben sich sehr unterschiedliche Anteile des aus Wasserkraft erzeugten Stroms an der jeweiligen Gesamtstromerzeugung: Europa: ca. 15 %, aber z.b. in Norwegen 99% und in Portugal 2% Nordamerika: ca. 13 % Der Anteil der Wasserkraft in Deutschland an der Bruttostromerzeugung lag im Jahr 2009 bei ca. 4,1 % (24,5 TWh von insgesamt erzeugten 596,8 TWh), im Jahr 2008 bei ca. 4,2 % (26,5 TWh von insgesamt erzeugten 637,2 TWh). Bei Speicherkraftwerken wird hier nur die Stromerzeugung aus natürlichem Zufluss berücksichtigt. Zu Abb Das weltweite technische Potential der Wasserkraft liegt bei rund TWh/a. Die höchsten Potentiale liegen in Südamerika, Osteuropa/GUS und Asien. Hohe Potentiale bestehen in Nordamerika, dem südlichen Afrika und in Westeuropa.

56 Energievorräte und Energiequellen Geothermie Abb. 4-24: Räumliche Verteilung der Gebiete mit günstigen geothermischen Verhältnissen Zu Abb Eine technisch sinnvolle Nutzung ist hauptsächlich in Zonen geothermischer Anomalien. Eine geothermische Anomalie ist überall dort, wo der geothermische Temperaturgradient vom Durchschnitt abweicht. Für die Nutzung der geothermischen Energie sind daher die Anomalien von Interesse bei denen die Temperatur mehr als 30 C pro m mit der Tiefe zunimmt. Diese Anomalien mit erhöhtem Temperaturgradient findet man vor allem an den aktiven Plattengrenzen der Erdkruste, wo heißes Magma aus dem Erdmantel nahe an die Erdoberfläche tritt (Erdkruste ist hier dünner) bzw. an der Oberfläche austritt (Vulkanismus) (vgl. Abb. 4-24). Weitere Anomalien können an kleinräumigeren Bruchzonen innerhalb der Platten wie z.b. dem Oberrheingraben auftreten. Der Wärmeinhalt der geothermischen Anomalien beträgt rund 1, EJ.

57 4 Energievorräte und Energiequellen 4-57 Die Temperaturen im Erdinneren liegen zwischen C und C. Der Wärmeinhalt der Erde beträgt danach ca. 10 Bill. EJ. Dieser terrestrische Wärmestrom, der aus dem Erdinnern pro Quadratmeter durch die Erdoberfläche abgegeben wird beträgt ca. 63 kw/km 2 und hat drei Ursprünge: Ursprungswärme: die Wärme, die aus Zeiten vor der eigentlichen Erdentstehung ggf. nochvorhanden ist Gravitationsenergie: resultiert aus der Kontraktion von Gas, Staub, Gesteins- und Eisbrocken bei der Erdentstehung vor rund 4,5 Mrd. Jahren; die Gravitationsenergie der Massen wurde fast vollständig in Wärme umgewandelt, die jedoch zum Großteil an den Weltraum abgegeben wurde Radiogene Wärmeproduktion: Wärmeproduktion durch den Zerfall langlebiger, natürlicher Isotope (Uran (238), Uran (235), Thorium (232), Kalium (40) Von der Erdoberfläche zum Erdkern nimmt die Temperatur zu. Der durchschnittlich geothermische Temperaturgradient der Erdkruste liegt bei 30 C pro m Tiefe. Das Angebotspotential der Geothermie liegt bei rund EJ/a. Davon sind etwa 100 EJ/a technisch nutzbar.

58 Energievorräte und Energiequellen Meeresenergie 11 Nordamerika 6 14 Europa 8 Asien Südamerika 9 Afrika Australien/ Ozeanien mittlerer Tidenhub größer 5 m mittlerer Tidenhub zw. 3 und 5 m 11 Tidenhub in Metern Abb. 4-25: Orte mit großem Tidenhub und günstigen geographischen Voraussetzungen Abb. 4-26: Weltweite Verteilung der Wellenenergie in kw/m (Energie bzg. auf die Einheitsbreite eines Wellenkamms)