Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten in Deutschland. Düsseldorf, Kathrin Falk

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1 Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten in Deutschland Düsseldorf, Kathrin Falk

2 Energiemix weltweit Quadrillion BTUs % % Durchschnittliche Wachstumsrate ,9% p.a % % 0.3% 6.0% 1.6% 0 Oil Gas Coal Nuclear Biomass/Other Wind / Solar / Biofuels Hydro / Geo

3 US electricity generation growth Over the past 5 years, natural gas & renewables were the leading sources of incremental electricity generation in the United States * Graph from IEA Presentation: A Future for Gas by Fatih Birol

4 Erdgaspreise USA / Europa / Asien Henry Hub = Virtueller Handelsplatz USA (Pipelineknotenpunkt in Erath, Louisiana ) NBP = National Balancing Point Virtueller Handelsplatz UK JLNG = Japan Liquefied Natural Gas Import Price

5 Wertschöpfungskette die chemische Industrie sieht in der Förderung heimischen Schiefergases eine Chance für die Absicherung ihrer Rohstoff- und Energieversorgung 12 Prozent des in Deutschland insgesamt verbrauchten Erdgases entfallen auf die energetische und stoffliche Nutzung in der chemischen Industrie Nutzung von Erdgas als Rohstoff für die Produktion ist eine Besonderheit der chemischen Industrie Umwandlung des Hauptbestandteils Methan zunächst in Synthesegas und dann Weiterverarbeitung zu Ammoniak, Methanol und Wasserstoff weiterverarbeitet

6 Fracking Debate in Germany Lower Saxony ~ 50 years experience with natural gas operations 95% of Germany s domestic natural gas production ExxonMobil well respected neighbor in the ~ 70 communities where we operate North-Rhine Westphalia no experiene with natural gas operations long history with coal mining ExxonMobil is unknown

7 Viele Jahrzehnte Erfahrung ExxonMobil fördert aus rund 230 Bohrungen in Niedersachsen Industrieweit bisher rund 300 Frac-Maßnahmen in 50 Jahren In Deutschland wurden bisher rund 800 Mrd. m³ gefördert ca. 80% der Wertschöpfung verbleiben im Land

8 Versorgung des deutschen Gasmarktes 2011 Niederlande 20% Norwegen 27% Russland 30% Deutschland 14% Nicht dargestellt sind die Anteile von importiertem Erdgas, das aus hydraulisch behandelten Erdgasbohrungen gefördert wird.

9 Potenzial in Europa Shale Gas Tight Gas Coal Bed Methane (CBM) Source: Wood Mackenzie

10 Reserven in Deutschland Produktion Produktion Entdeckt Anfang der 90er Jahre Entwicklung und Produktion seit 2005 Aktuell systematische Feldesentwicklung Oldenburg Tight Gas Karbon Bremen Tight Gas Entdeckt Anfang der 90er Jahre Produktion seit Mitte/Ende 90er Hamburg Jahre Exploration Seismische Probebohrungen, Kernbohrungen, Fracs seit 2008 Exploration Kernbohrungen seit 2010 Keine Fracs geplant Schiefergas Kohleflözgas Hannover Status: Datensammlung und Auswertung Status: Datensammlung und Auswertung Essen Dortmund Bielefeld Kassel

11 Erdgaspotenzial in Deutschland BGR: bis zu 22,3 Billionen m³ allein im Schiefergas konservativer Ansatz: ~ 10% technisch förderbar, d.h. : 0,7 bis 2.3 Billionen m³ Förderung Verbrauch Potenzial

12 Wie sind Erdgas-Speichergesteine beschaffen? Konventionelle Lagerstätten Gute Durchlässigkeit zwischen den Porenräumen Erdgas kann durch den Lagerstättendruck von allein zum Bohrloch fließen Zusammenhängende Poren geben dem Gestein seine Durchlässigkeit Unkonventionelle Lagerstätten Porenräume sehr klein (< 20 % von konventionellen Lagerstätten) Geringe bis keine Durchlässigkeit (1/1000 von konventionellen Lagerstätten oder kleiner) Erdgas kann nicht von allein zum Bohrloch fließen Formationen: Schiefergas (Shale Gas), Kohleflözgas (Coal bed methane) Porenzwischenraum Mineralkorn

13 Warum fracken? Gaszufluss reicht nicht aus für wirtschaftliche Produktion Erzeugung von Rissen im Gestein durch Einpressen von Wasser unter hohem Druck Risse im Durchschnitt 20 mm weit, die Länge variiert von etwa 30 bis zu 100 m Erprobte Technologie, sowohl weltweit als auch in Deutschland Schiefergas muss immer gefrackt werden, in Kohleflözen können natürliche Klüfte ausreichen, so dass kein Fracking nötig ist.

14 Ist die Frac-Technologie neu? Tight Gas Söhlingen Süd Oldenburg Karbon Seit mehr als 50 Jahren wird die Frac Technologie in Deutschland bei der Stimulation von Erdgas Lagerstätten angewendet Tight Gas Söhlingen BEB TG Karbon Texaco Wintershall

15 Die andere Wahrnehmung 15

16 Online Information Platform 16

17 Public information and dialogue process Process facilitators: Ruth Hammerbacher und Christoph Ewen Work group of social actors - Communities - Group of residents and interest groups - Water authorities - Environmental groups - Churches -Trade Associations etc. Neutral Body of Experts Geology/ Hydrogeology: Prof. Dr. Martin Sauter University of Göttingen Multi-phase flow in the subsurface: Prof. Dr. Rainer Helmig University of Stuttgart Toxicology/Bioanalytical Ecotoxicology: PD Dr. Rolf Altenburger Helmholtz Centre for Environmental Research Human Toxikology: Prof. Dr. Ulrich Ewers Institute for Environmental Hygiene and Toxicology Scientific Coordinator: Water Conservation/ Ecosystem analysis: Prof. Dr. Dietrich Borchardt Helmholtz Centre for Environmental Research Environmental Chemistry/ Drinking Water: Prof. Dr. Fritz Frimmel Karlsruhe Institute of Technology Risk Assessment and Water Rights: Prof. Dr. Alexander Roßnagel University of Kassel Plant Safety: Dr. Hans-Joachim Uth Formerly German Federal Environment Agency Public events Presentation and discussion of the results 17 Public events Citizens Online dialogue Online dialogue

18 Aktuelle Studien / Gutachten Übereinstimmendes Ergebnis aller vier Studien: - kein Fracking Verbot, Ausschlussgebiete definiert - schrittweises Vorgehen unter wissenschaftlicher Begleitung - Erkundungsbohrungen fortführen - Neubewertung der Risiken nach verbesserter Datenlage Ergänzung fehlender Daten: - Anlagensicherheit, Bohrungsintegrität, - Monitoring, Frac Additive, Frac Modell - Wassermanagement, Disposal, Diffuses Methan

19 Vergebene Studien Sicherheit / Bohrungsintegrität / (Auftrag an externes Ingenieurbüro) Standortspezifische Sicherheitsanalysen für konkrete Szenarien Prüfung der Verträglichkeit von Frack Additiven mit Zement-Barrieren Mittelfristig: Entwicklung einer Bohranlage/ Verringerung des ökologischen Fußabdruckes Monitoring (Auftrag an externes Ingenieurbüro) Entwicklung eines standortspezifischen Konzeptes für das Grundwasser- und Bodenluftmonitoring vor, während und nach Frack Aktivitäten Fracking Modell (Auftrag an die TU Clausthal) Frack Simulation zur Klärung der Frack Dimensionen/ Barrieren Vergleich mit realen Fracks durch 3D-Simulation zur Kalibrierung Fracking Additive (Auftrag an extern. Labor / später an UFZ Leipzig) Laborteste aller Frack Additive zur Vervollständigung der ökotoxikologischen Daten, zur Identifizierung von Umsetzungsprodukte Ersatz von giftigen und umweltgefährdeten Stoffen Wasser Management / Disposal (Auftrag an die Uni Hannover/ WEG Projekt) Konzept zur Aufbereitung von Lagerstättenwasser (LAWA) und Flowback Bilanzierung der Frack Additive und Umsetzungsprodukte WEG Konzept für Lagerstättenwasser und Flowback Disposal Diffuses Methan (Auftrag an die RWTH Aachen) Quantifizierung des natürlichen diffusen Methananteils (Wasser/ Bodenluft) Untersuchung des Einflusses von Frack Aktivitäten

20 Einsatz von Frac-Flüssigkeiten Schiefergas und konvent. Lagerstätten ExxonMobil Strategie Keine Gefährdung für Mensch und Umwelt durch eingesetzte Frac- Flüssigkeiten Vollständige Offenlegung der verwendeten Additive und der exakten Zusammensetzung der Frac-Flüssigkeiten Es werden ständig eingesetzte Stoffe durch umweltverträglichere Stoffe aufgrund technologischer Weiterentwicklung ausgetauscht Fachgerechte Entsorgung der Frac-Rückförderflüssigkeiten (Back- Flow)

21 Frac Fluide / Human- Ökotoxikologie Fragestellung aus dem Gutachten Wie sind die beim hydraulischen Fracking eingesetzten Chemikalien aus humantoxikologischer Sicht zu bewerten (Gefährlichkeitsmerkmale)? Vor 2010 eingesetzte Additive: Ca. 150 (Sicherheitsdatenblatt) 30 Stoffe hatten keine Identifizierungsnummer (CAS-Nr.) 66 Stoffe hatten keine Angabe der Wassergefährdungsklasse (WGK) 23 Stoffe hatten die WGK=2 oder WGK=3 13 Stoffe hatten das Gefährlichkeitsmerkmal: giftig / umweltgefährdend Nach 2010 eingesetzte Additive: Ca. 50 (Sicherheitsdatenblatt) Alle Stoffe haben eine CAS-Nr., auch Gemische Alle Stoffe haben eine Angabe der WGK 2 Stoffe haben die WGK=2 oder WGK=3* 1 Stoff hat das Gefährlichkeitsmerkmal: giftig oder umweltgefährdend** Ausblick 2013: Anzahl der Additive auf ca. 30 reduziert (nur WGK 1 Stoffe) * Biozid (Isothiazol) / Temperaturstabilisator (Tetraethylenpentamin) / ** Vernetzer (Borate)

22 Verordnungsentwurf aus NRW Beschluss Bundesrat auf Basis NRW Antrag vom Ausweitung des Anwendungsbereichs für die Durchführung einer Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) für die Gewinnung von Erdöl und Erdgas zu gewerblichen Zwecken/ Durchführung einer UVP bereits für die Aufsuchung von Erdöl und Erdgas: verpflichtende Durchführung einer UVP für Vorhaben der Erdöl- und Erdgasgewinnung mit drei oder mehr Bohrstandorten, die betrieblich durch Leitungen miteinander verbunden sind Verpflichtende UVP für Einzelbohrungen bei denen Frac-Maßnahmen Anwendung finden Allgemeine Vorprüfung des Einzelfalls nach 3 c des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG) für alle Tiefbohrungen

23 Reaktion der Regierungskoalition : Beschluss der FDP-Bundestagsfraktion vom 29.Januar 2013 zur Schiefergasgewinnung : Schreiben der Arbeitsgruppe Fracking der CDU/CSU- und der FDP-Bundestagsfraktionen an die BM Rösler und Altmaier für neue Vorhaben, bei denen das Gestein mittels Fracking oder vergleichbarer Techniken für die Gewinnung von Schiefergas aufgebrochen wird, ist eine Umweltverträglichkeitsprüfung durchzuführen Prüfung der Umweltverträglichkeit ist auch die Behandlung des Flowback einzubeziehen in Wasserschutzgebieten sind Erkundungs- und Gewinnungsmaßnahmen von Erdgas aus Schiefergas mittels Fracking ausgeschlossen (Ausschluss auch für Heil- und Mineralquellen) bei bergrechtlichen Genehmigungsverfahren zur Schiefergasgewinnung ist das Einvernehmen der Wasserbehörden vorauszusetzen Vorlage Entwurf WHG Gesetz + VO am

24 Vorschlag BMWi/BMU vom UVP Bergbau vollumfängliche UVP sowohl für Exploration als Förderung im unkonventionellen und konventionellen Bereich WHG Forderung: Einführung eines abgestuften Verfahrens Bohrungen unter Verwendung der Frac-Technologie in allen Wasserschutzgebieten (1-3) gesetzlich zu verbieten Forderung: in Wasserschutzgebiet 3 einzelfallbezogene Prüfung wasserrechtliche Genehmigung auch für Fracs außerhalb von Wasserschutzgebieten deutliche Verschärfung der bisherigen Praxis

25 Zusammenfassung Heimisches Erdgas hat viele Vorteile, u.a. Stärkung Wirtschaftsstandort Deutschland (Rohstoffversorgung) spart Energie und CO 2 intensive Transportwege Deutsche Erdgasexploration und produktion ist sicher Akzeptanz der heimischen Erdgasförderung notwendig