Sächsiche Energieagentur. Dresden, 21. November 2011 Primärenergievorkommen und Fördermöglichkeiten Dr. Werner Zittel Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH, Ottobrunn ASPO-Deutschland e.v. Werner.Zittel@LBST.de
Weltenergieversorgung 2010 Treibende Kräfte der künftigen Energieversorgung Thesen zur künftigen Energieversorgung
Weltenergieversorgung 2010 Treibende Kräfte der künftigen Energieversorgung Thesen zur künftigen Energieversorgung
Weltenergieverbrauch 2010 (~12285 Mtoe) 1 Mtoe = 1 million tons oil equivalent Kohle 3,556 Mtoe Öl 4,028 Mtoe 28.9 % 32.8 % 1.9 % 2.4 % 0.5 % 10.2 % 23.3 % Gas 2,858 Mtoe Kernenergie 238 Mtoe *) (Strom) Wasserkraft 295 Mtoe *) (Strom) Sonstige Erneuerbare ~60Mtoe Biomasse ~1,250 Mtoe *) Umrechnung in Primärenergie ergibt: - Kernenergie 626 Mtoe, - Wasserkraft 776 Mtoe, - sonst. Erneuerbare~160 Mtoe Sonstige Erneuerbare: Windenergie ~425 TWh el Solarstrom ~ 35 TWh el Solarwärme ~ 150 TWh Erdwärme ~ 85 TWh el Source: BP Statistical Review of World Energy 2011 LBST estimate based on WEO 2010, GWEC 2011, EPIA 2011, ESTIC 2011
Weltenergieversorgung 2010 Treibende Kräfte der künftigen Energieversorgung - begrenzte Senken (Klimawandel) - begrenzte Quellen (Ressourcen) Thesen zur künftigen Energieversorgung
Weltweite CO 2 -Emissionen Mt CO 2 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 1965 1985 2005
Weltweite CO 2 -Emissionen Mt CO 2 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 Rezession Rezession Rezession 0 1965 1985 2005
Unaufgelöster Widerspruch der Energieversorgung Mtoe/a (Millionen Tonnen Öläquivalent/Jahr) 20000 15000 Business-as-usual: notwendig für Wirtschaftswachtum 10000 sonstige Kohle 5000 Gas Öl 0 1920 1960 2000 2040 Emissionsreduktion: Notwendig für Klimaschutz Jahr Source: BP Statistical Review of World Energy
Weltenergieversorgung 2010 Treibende Kräfte der künftigen Energieversorgung - begrenzte Senken (Klimawandel) - begrenzte Quellen: Erdöl - begrenzte Quellen: Erdgas - begrenzte Quellen: Kohle - begrenzte Quellen: Uran Thesen zur künftigen Energieversorgung
Reserven von Energieträgern und statische Reichweite Reserven Statische Reichweite 1.226.000 t <80 <130 <260 <260 $/kg Reserven RAR RAR + IR 861.000 Mrd. t 187 Mrd. m³ 1526 Mrd. Barrel Quelle: BP 2011, IAEA 2010 Jahre
Nachgewiesene Reserven (berichtete Reserven) Gb 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 72 75 78 81 84 87 90 93 96 99 2 5 8 Middle East Former Soviet Union S. & Cent. America USA Rest of World Oil Sands Quelle: BP Statistical Review of World Energy
Berichtete Reserven wichtiger OPEC Staaten Gb 1000 800 600 Political Reserves Iran Iraq Teersande 400 200 Venezuela Kuweit Saudi Arabia Cum. Förderung seit 1980 0 Abu Dhabi 80 85 90 95 2000 5 10Year Quelle: BP Statistical Review
Warnende Aussagen zu einer Erdölverknappung We are now facing a global energy crisis. I know you ve heard this before, but this time it s for real. Hiroyuki Yoshino, CEO Honda December 1998 My forecast is that between 2000 and 2005 the world will be reaching peak production from our known fields, and after that, output will decline. Franco Bernabe, Ex-ECO ENI 1999 We should leave the oil before the oil leaves us Fatih Birol, Chief Economist, International Energy Agency 2008
The World s Oil Supply 1930 2050 C.J. Campbell, J. Laherrere, Petroconsultants 1995 Reserven sind nicht relevant, sondern das Fördermaximum Mt/a (Mio. Tonnen Öl/Jahr) 5000 4000 Beispiel R/P = 40 Jahre 3000 2000 1000 R/P=40 0 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060
The World s Oil Supply 1930 2050 C.J. Campbell, J. Laherrere, Petroconsultants 1995 Reserven sind nicht relevant, sondern das Fördermaximum Mt/a (Mio. Tonnen Öl/Jahr) 5000 4000 Beispiel R/P = 40 Jahre 3000 2000 1000 R/P=40 0 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060
The World s Oil Supply 1930 2050 C.J. Campbell, J. Laherrere, Petroconsultants 1995 Reserven sind nicht relevant, sondern das Fördermaximum Mt/a (Mio. Tonnen Öl/Jahr) 5000 4000 Beispiel R/P = 40 Jahre 3000 2000 1000 R/P=40 0 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060
The World s Oil Supply 1930 2050 C.J. Campbell, J. Laherrere, Petroconsultants 1995 Reserven sind nicht relevant, sondern das Fördermaximum Mt/a (Mio. Tonnen Öl/Jahr) 5000 4000 Beispiel R/P = 40 Jahre R/P=60 Jahre 3000 2000 1000 R/P=40 0 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060
Gigabarrel/Jahr The World s Oil Supply 1930 2050 C.J. Campbell, J. Laherrere, Petroconsultants 1995 Funde sind fundamental, nicht berichtete Reserven ( backdating of reserves ) 80 70 60 50 40 30 20 10 Ölfunde 1920 1940 1960 1980 2000 2020
[Gb] Creaming curves (discovered oil versus number of new field wild cats) 2.000 (outside North America) 1990-2000: 50 Gb with 1,700 discoveries 1980-1990: 100 Gb with 2,600 discoveries 2000-2005: 19 Gb with 890 discoveries 1.500 1.000 onshore 1970-1980: 200 Gb with 1,900 discoveries 1960-1970: 330 Gb with 1,650 discoveries Until 1960: 870 Gb with 2,250 discoveries 500 0 0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 No of New Field Wildcats (NWF) Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH, 2007 Source: IHS Energy 2006
[Gb] Creaming curves (discovered oil versus number of new field wild cats) 2.000 (outside North America) 1990-2000: 50 Gb with 1,700 discoveries 1980-1990: 100 Gb with 2,600 discoveries 2000-2005: 19 Gb with 890 discoveries 1.500 1.000 onshore 1970-1980: 200 Gb with 1,900 discoveries 1960-1970: 330 Gb with 1,650 discoveries Until 1960: 870 Gb with 2,250 discoveries 500 offshore 0 0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 No of New Field Wildcats (NWF) Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH, 2007 Source: IHS Energy 2006
Gigabarrel/Jahr The World s Oil Supply 1930 2050 C.J. Campbell, J. Laherrere, Petroconsultants 1995 Funde sind fundamental, nicht berichtete Reserven ( backdating of reserves ) 80 70 60 50 40 30 20 10 Ölfunde Campbell 1995 1920 1940 1960 1980 2000 2020
Gigabarrel/Jahr The World s Oil Supply 1930 2050 C.J. Campbell, J. Laherrere, Petroconsultants 1995 Funde sind fundamental, nicht berichtete Reserven ( backdating of reserves ) 80 70 60 50 40 30 20 10 Ölfunde Ölförderung Campbell 1995 1920 1940 1960 1980 2000 2020
Gigabarrel/Jahr The World s Oil Supply 1930 2050 C.J. Campbell, J. Laherrere, Petroconsultants 1995 Funde sind fundamental, nicht berichtete Reserven ( backdating of reserves ) 80 70 60 50 40 30 20 10 Ölfunde Ölförderung Tiefsee + Kaps. Meer Campbell 1995 1920 1940 1960 1980 2000 2020
Zwischenfazit Ölfunde Die zwei größten 1938 und 1948 entdeckten Ölfelder enthalten etwa 7-8 Prozent von allem bisher gefundenen Öl Heute kennen wir etwa 50,000 Ölfelder Das Maximum des Findens von Erdöl war zwischen 1960 1970 On shore Funde sind heute marginal Neue Funde sind kleiner und von schlechterer Qualität Die meisten neuen Funde sind in frontier areas (Tiefsee) Jährliche Funde sind wesentlich geringer als die Förderung Dem Maximum des Findens muss ein Maximum der Förderung folgen
Warum wachsen Reserven mit der Zeit? Schätzung des Geologen: Jahresberichte: So groß wie vertretbar ( probable reserves ) Nachgewiesene Reserven: Die Mengen, die mit bestehenden oder geplanten Anlagen gefördert werden können => Neue Fördersonden lassen die Reserven wachsen Öl Öl Erdoberfläche Öl Gas Wasser
Entwicklung der Ölförderung: Typisches Förderprofil eines Ölfeldes Ölförderung 1.tes Feld Zeit
Entwicklung der Ölförderung: Ausweitung der Förderung Ölförderung 2.tes Feld 1.tes Feld Zeit
Entwicklung der Ölförderung: Regionales Fördermaximum Ölförderung Fördermaximum 3.tes Feld 2.tes Feld 1.tes Feld Zeit
Entwicklung der Ölförderung: Verzögerung bei neuen Feldern Ölförderung Fördermaximum 3.tes Feld 2.tes Feld 1.tes Feld Zeit
UK Ölförderung: Neue Felder werden immer kleiner Mio. Tonnen Öl 140 140 140 120 120 120 100 80 60 1975-1979: 13 neue Felder 100 80 60 1980-1984: 15 neue Felder 100 80 60 1985-1989: 29 neue Felder 40 40 40 20 20 20 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 140 140 140 120 120 120 100 80 1990-1994: 43 neue Felder 100 80 1995-1999: 69 neue Felder 100 80 2000-2003: 24 neue Felder 60 60 60 40 40 40 20 20 20 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 20101975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 Quelle: W. Zittel, Analysis of UK oil production, 2001, (Datenbasis: UK Department of Trade and Industry)
UK Ölföderung: Analyse aus dem Jahr 2001 und Prognose 1000 t/a 140 120 Datenquelle: Department of Trade and Industry, 2000 Produktionsprognose: LBST 20 Gb 5 Gb EUR: 32 Gb 100 80 60 40 20 3 Gb 1 Gb 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 Quelle: W. Zittel, Analysis of UK oil production, 2001
Die Ölförderung in Großbritannien reale Entwicklung Förderung [Mio m 3 ]
Norwegen: Rohölförderung bis Ende 2010 Mio m 3 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 Oseberg Gullfaks Troll Statfjord Ekofisk 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 10 Year Data Source: NPD Analysis: LBST, December 2010 Phase 1: Pre-Peak Phase 2: Plateau Phase 3: Decline
Ölförderung USA, Texas, Alaska Gulf von Mexiko und Nettoimporte Tigth Oil (z.b. Bakken)
Alaska: Production Forecast and reality Mb/Jahr 800 700 600 500 400 300 Milne Prudhoe Bay (BP) Kuparuk Endicott Point McIntyre Alpine Northstar Liberty 200 100 McArthurRiver Prudhoe Bay Satellite 0 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Source: Department of Natural Resources, Division of Oil and Gas 2000 Annual Report Aktuelle Daten: EIA
Alaska: Production Forecast and reality Mb/Jahr 800 700 600 500 400 300 Aktuelle Daten /EIA Milne Prudhoe Bay (BP) Kuparuk Endicott Point McIntyre Alpine Northstar Liberty 200 100 McArthurRiver Prudhoe Bay Satellite 0 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Source: Department of Natural Resources, Division of Oil and Gas 2000 Annual Report Aktuelle Daten: EIA 2011
Ludwig-Bölkow Systemtechnik GmbH Weltölförderung 1900-2009 (Rohöl, Kondensat, NGL, Schweröl, Ölsand) Mb/Tag 90 80 70 60 50 40 30 20 10 Kuwait 08 Weltölversorgung EIA Algerien 07 all liquids Iran 05 Saudi Arabien 05 Nigeria, Tschad 05 Russland 10 Mexiko 04 Katar 10 Dänemark, Equ. Guinea 04 Libyen 08 Jemen 01 Angola 08 Norwegen 01 VAE 08 Oman 01 Australien 2000 Großbritannien 99 Ekuador 99 Kolumbien 99 Venezuela (konv.+sco) 98/68 Argentinien 98 Malaysia 97 Gabun 97 Syrien 95 Indien 95 Ägypten 93 Alaska 89 Indonesien 77 Rumänien 76 Kanada (konv.) 74 USA (lower 48) 70 Deutschland 67 Österreich 55 Regionen evtl. nach oder am Fördermaximum: Aserbaidschan Kasachstan Thailand, Sudan, Pakistan Irak Neutrale Zone Brasilien China Golf v. Mexiko (USA) 1900 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0 10 Jahr Datenquelle: Österreich, Deutschland, USA, Kanada, Niederlande, UK, Norwegen, Dänemark, Saudi Arabien, Braslien, Mexiko: Statistiken nationaler Behörden/Firmen; Für andere Staaten US-EIA, soweit verfügbar. 2011 Daten aus Jan-Sep extrapoliert bzw. für einige Staaten LBST-Schätzung Historische Zahlen bis 1970 bzw. für manche Staaten bis 2005: IHS-Energy soweit nicht aus oben genannten Quellen ermittelt; Analyse LBST Nov 2011
Ludwig-Bölkow Systemtechnik GmbH Weltölförderung 1900-2009 (Rohöl, Kondensat, NGL, Schweröl, Ölsand) Mb/Tag 90 80 70 60 50 40 30 20 10 Kuwait 08 Weltölversorgung EIA Algerien 07 all liquids Iran 05 Saudi Arabien 05 Nigeria, Tschad 05 Russland 10 Mexiko 04 Katar 10 Dänemark, Equ. Guinea 04 Libyen 08 Jemen 01 Angola 08 Norwegen 01 VAE 08 Oman 01 Australien 2000 Großbritannien 99 Ekuador 99 Kolumbien 99 Venezuela (konv.+sco) 98/68 Argentinien 98 Malaysia 97 Gabun 97 Syrien 95 Indien 95 Ägypten 93 Alaska 89 Indonesien 77 Rumänien 76 Kanada (konv.) 74 USA (lower 48) 70 Deutschland 67 Österreich 55 Regionen evtl. nach oder am Fördermaximum: Schweröl, SCO, Bitumen (Kanada) Aserbaidschan Kasachstan Thailand, Sudan, Pakistan Irak Neutrale Zone Brasilien China Golf v. Mexiko (USA) 1900 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0 10 Jahr Datenquelle: Österreich, Deutschland, USA, Kanada, Niederlande, UK, Norwegen, Dänemark, Saudi Arabien, Braslien, Mexiko: Statistiken nationaler Behörden/Firmen; Für andere Staaten US-EIA, soweit verfügbar. 2011 Daten aus Jan-Sep extrapoliert bzw. für einige Staaten LBST-Schätzung Historische Zahlen bis 1970 bzw. für manche Staaten bis 2005: IHS-Energy soweit nicht aus oben genannten Quellen ermittelt; Analyse LBST Nov 2011
Ludwig-Bölkow Systemtechnik GmbH Weltölförderung 1900-2009 (Rohöl, Kondensat, NGL, Schweröl, Ölsand) Mb/Tag 90 80 70 60 50 40 30 20 10 Kuwait 08 Weltölversorgung EIA Algerien 07 all liquids Iran 05 Saudi Arabien 05 Nigeria, Tschad 05 Russland 10 Mexiko 04 Katar 10 Dänemark, Equ. Guinea 04 Libyen 08 Jemen 01 Angola 08 Norwegen 01 VAE 08 Oman 01 Australien 2000 Großbritannien 99 Ekuador 99 Kolumbien 99 Venezuela (konv.+sco) 98/68 Argentinien 98 Malaysia 97 Gabun 97 Syrien 95 Indien 95 Ägypten 93 Alaska 89 Indonesien 77 Rumänien 76 Kanada (konv.) 74 USA (lower 48) 70 Deutschland 67 Österreich 55 Regionen evtl. nach oder am Fördermaximum: Biogene Kraftstoffe + Raffineriegewinne Regionen vor dem Fördermaximum: NGL Schweröl, SCO, Bitumen (Kanada) Aserbaidschan Kasachstan Thailand, Sudan, Pakistan Irak Neutrale Zone Brasilien China Golf v. Mexiko (USA) 1900 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0 10 Jahr Datenquelle: Österreich, Deutschland, USA, Kanada, Niederlande, UK, Norwegen, Dänemark, Saudi Arabien, Braslien, Mexiko: Statistiken nationaler Behörden/Firmen; Für andere Staaten US-EIA, soweit verfügbar. 2011 Daten aus Jan-Sep extrapoliert bzw. für einige Staaten LBST-Schätzung Historische Zahlen bis 1970 bzw. für manche Staaten bis 2005: IHS-Energy soweit nicht aus oben genannten Quellen ermittelt; Analyse LBST Nov 2011
$/Barrel Entwicklung des Ölpreises 150 120 US First Purchase Price (nominal) US First Purchase Price (real) Nymex Monatsendwerte (nominal) 90 60 real($ 2007 ) 30 nominal 0 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Year Quelle: Die Monatswerte des US First Purchase Price wurde den Internetseiten des US DoE entonommen. Die Daten vor 1974 wurden durch Anpassung der Datensätze für 1974 aus BP Statistical Review of World Energy errechnet. Die näherungsweise Umrechnung in reale Preise erfolgte durch die LBST anhand von jährlichen US-Inflationsraten aus http://inflationdata.com Die Nymex Monatsendwerte wurden http://futures.tradingcharts.com/chart/co/m/?saveprefs=t&xshowdata=t&xcharttype=b&xhide_specs=f&xhide_analysis=f&xhide_survey=t&xhide_news=f entnommen
Ölförderung in Saudi Arabia Mb/day 12 10 Crude oil+condensate (US-EIA) NGL (US-EIA) 8 6 4 2 0 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 Datenquelle: US-EIA, Saudi Aramco
Ölförderung in Saudi Arabia Mb/day 12 10 Crude oil+condensate (US-EIA) NGL (US-EIA) Daten von Saudi Aramco 8 6 4 2 0 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 Datenquelle: US-EIA, Saudi Aramco
Shell Ölförderung kb/tag 3.000 Enterprise Rest of World USA Bitumen/SCO Russia Europe 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0 98 2000 2002 2004 2006 2008 2010 Source: quarterly reports, Shell Year
Shell Ölförderung kb/tag 3.000 Enterprise Rest of World USA Bitumen/SCO Russia Europe E&P Ausgaben (Mrd. $) 12 2.500 10 2.000 8 1.500 6 1.000 500 E&P Ausgaben 4 2 0 98 2000 2002 2004 2006 2008 2010 Source: quarterly reports, Shell Year 0
Ölförderung der größten westlichen Ölfirmen Mb/day 14 12 10 Unocal Texaco ConocoPhillips Eni Repsol ChevronTexaco 8 Total 6 Amoco 50% TNK Arco BP Enterprise 4 Shell 2 Mobil 0 Exxon ExxonMobil 97 98 99 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Quelle: Quartalsberichte bis August 2011 Jahr
Weltölförderung 1950-2050 (Rohöl, Kondensat, NGL, Schweröl, Ölsand) Mb/Tag 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 World Oil Production EIA all liquids (incl. Processing gains) WEO 2004 WEO 2007 WEO 2009 WEO 2010 WEO 2011-conventional 1950 60 70 80 90 0 2010 2020 2030 2040 2050 Jahr Datenquelle: Österreich, Deutschland, USA, Kanada, Niederlande, UK, Norwegen, Dänemark, Saudi Arabien, Braslien: Statistiken nationaler Behörden/Firmen; Für andere Staaten US-EIA, soweit verfügbar. Für die verbleibenden Staaten BP Statistical Review und LBST-Schätzung Historische Zahlen bis 1970 bzw. für manche Staaten bis 2005: IHS-Energy soweit nicht aus oben genannten Quellen ermittelt; Analyse LBST November 2011
Kanadische Teersande - Die Zukunft der Ölförderung?
proven Ölförderung und Projekte aus kanadischen Ölsanden kb/tag 6000 Produktion (Bitumen+SCO) 5000 4000 3000 2000 In-situ mining In-situ mining announced application disclosed approved probable possible In-situ 1000 mining 0 2000 2005 2010 2015 2020 2025 construction production Source: Existing and proposed Canadian Commercial Oil Sand Projects, R.B. Dunbar, June 2007 Production from NEB, Nov 2011
Quelle: BP Statistical Review Die Exporte gehen schneller zurück als die Förderung Kb/Tag 12500 10000 7500 Saudi Arabien 10000 7500 Exporte Verbrauch 5000 5000 Iran 2500 2500 0 0 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 10000 10000 7500 Exporte Verbrauch 7500 Exporte Verbrauch 5000 2500 Venezuela 5000 2500 Mexiko 0 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 0 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
Förderung - Eigenverbrauch - Exporte Kb/Tag 7500 China Verbrauch 5000 2500 Förderung -2500 0 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005-5000 Importe Quelle: BP 2010; Analyse: LBST
Die künftige Verfügbarkeit von Erdgas
Die Gasförderung in Großbritannien: Seit 2001 Förderrückgang Mrd. m 3 /Jahr Vergangenheit Prognose 140 120 100 80 60 Jede Fläche entspricht Dem Beitrag aller neu Erschlossenen Felder eines Jahres Noch zu entdecken 40 20? 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 Jahr Historische Daten: DTI, Februar2009, Extrapolation: LBST
Die Gasförderung in Norwegen Mrd. m³/a 120 100 80 Kvitjeborn Snoehvit 60 Asgard 40 Troll 20 Sleipner-Ost 0 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 year NPD, März 2011
Die Gasversorgung von OECD Europa Mrd. m 3 /a 800 600 400 200 0 Sonst. Länder Deutschland Italien Niederlande UK 1960 1980 2000 2020 Jahr Historical data: OECD 2008, DTI 2010, NPD 2011, BP 2010; Forecast: LBST 2009
Die Gasversorgung von OECD Europa Mrd. m 3 /a 800 600 400 Importe aus GUS, Nordafrika (bis 2020 konst, Danach 3% p.a.) Neue Importe? 200 0 Sonst. Länder Deutschland Italien Niederlande UK 1960 1980 2000 2020 Jahr Historical data: OECD 2008, DTI 2010, NPD 2011, BP 2010; Forecast: LBST 2009
Erdgasaufkommen (inkl. Exporte) und Verbrauch Deutschland TJ 5.000.000 Verbrauch Sonstige Importe 4.000.000 3.000.000 Importe aus Russland 100 Mrd. m³ 2.000.000 1.000.000 0 1998 1999 Importe aus Norwegen Importe aus Niederlande Förderung in Deutschland 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Quelle: BAFA 2010 (Werte für 2010 aus Jan Okt extrapoliert) 2007 2008 2009 2010 10 Mrd. m³
Erdgasaufkommen (inkl. Exporte) und Verbrauch Deutschland TJ 5.000.000 Verbrauch 4.000.000 3.000.000 Importe aus Russland 100 Mrd. m³ 2.000.000 1.000.000 0 1998 1999 Importe aus Norwegen Importe aus Niederlande Förderung in Deutschland 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Quelle: BAFA 2010 (Werte für 2010 aus Jan Okt extrapoliert) 2007 2008 2009 2010 10 Mrd. m³
Shalegas-Vorkommen in den USA
Die Erschließung von Gas in Tonschiefern Draft SGEIS, 30. Sep. 2009 Beispiel USA: Vorbereitung eines Bohrplatzes
Beispiel: Erschließung eines Feldes mit 1 Sonde/Monat und 5%p.m. Förderrückgang 2500 2000 ~24 Mio. m³/jahr 1500 1000 500 12 24 36 48 60 72 Daten: US-EIA, Okt 2009, State of Arkansas, Oil and Gas Commission, May 2010 Texas Railroad Commission, May 2010, Goodman 2008 Monate
Gasförderung im Barnett Shale 70 Mrd. m³ 56 42 28 14 Quelle: Texas Railroad Commission 2011
Wieviel Erdgas gibt es? Entwicklung von Gasfunden und -verbrauch 1000 Mrd. m³ 350 300 Projektion: LBST 2007 250 200 Reserven 150 100 Funde 50 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060 2080 Jahr Quelle: History IHS-Energy 2006
Wieviel Erdgas gibt es? Entwicklung von Gasfunden und -verbrauch 1000 Mrd. m³ 350 300 250 200 150 100 Projektion: LBST 2007 Funde Reserven Förderprognose (1,9 % p.a. in 2010) Insgesamt Förderbare Gasmende 50 Depletion mid point ~2025 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060 2080 Jahr Quelle: History IHS-Energy 2006
Gasförderung: Vergangenheit und Prognose 1000 Mrd m³/jahr 5 4 3 WEO 2007 WEO 2011 WEO 2009 2 1 Vergangenheit 94.000 Mrd m³ Bis 2080 notwendige Reserven 200.000 Mrd m³ Vorhandene Reserven 185.000 Mrd m³ 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060 2080 Jahr
Mrd. m³/a Gasförderung: Vergangenheit und Prognose 5000 WEO 2009 WEO 2011 4000 3000 2000 Bereits gefördert: 98.000 Mrd. m³ Peak 2028 1000 0 1950 2000 2050 2100 Jahr Quelle: 1970-2009 BP Statistical Review of World Energy 2010 1950-1970 IHS Energy, 2006 2009-2100 LBST-Szenario 2009 Kum Förderung 2009-2100: 220.000 Mrd. m³
1000 Mrd. m³ Geographische Verteilung der weltweiten Gasreserven 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 Russland (23%) Iran (16%) Quatar (14%) USA (3,6%) Norwegen (1,5%) UK Deutschland Quelle: BP Statistical Review of World Energy 2010
Die künftige Verfügbarkeit von Kohle
Mrd.Tonnen Entwicklung der weltweiten Kohlereserven 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 R/P=410 Jahre Steinkohle Hartbraunkohle Weichbraunkohle R/P=118 Jahre -50% 1987 1990 1993 1996 1999 2002 2005 2007 2008 Quelle: WEC 1989, 1992, 1995, 1998, 2001, 2004, 2007, 2009, 2010, Jahr
Kohleförderung in Großbritannien, Deutschland und Japan QuelleHoek, Zittel, Schindler, Aleklett 2010
Annual Production, Mt. Steinkohleförderung in Virginia, USA 40 20 0 1900 1950 2000
Arbeitsproduktivität der US Kohleindustrie Short tons/h/miner 12 10 8 Surface mining 6 4 Bituminous coal 2 0 anthracite Subsurface mining 1980 1985 1990 1995 2000 2005 Source: US-EIA, June 2011
Entwicklung der Kohlereserven in Südafrika Mrd. Tonnen 70 60 50 40 30 20 10 R/P=350 Jahre Kum. Förderung Reserven R/P = 122 1990 1995 2000 2005 Quelle: BP Statistical Review Jahr
Weltweite Hartkohleförderung Mio. Tonnen 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 Transitionsstaaten Afrika Südamerika Ostasien (Indonesien) Indien China OECD Pazifik OECD Europa OECD Nordamerika Förderung 1950-2009: 170 Mrd. Tonnen 2010-2100: 450 Mrd. Tonnen 1950 2000 2050 2100 LBST, 2010
Nettoexporte und importe von Kohle Mrd. Tonnen 800 600 Netto-Exporte 400 200 0-200 2001 2006-400 -600 Netto-Importe -800 2001 2002 2003 2004 2005 Jahr 2006 2007 2008 2009 Quelle: Verband der Kohleimporteure Nordamerika Südafrika Kolumbien GUS Indonesien Australien China Indien Japan EU 27 sonstige Exporte Importe
Kohleexporte und importe von China Mt 200 150 100 Coal imports from Other South Africa Russia Indonesia Australia Coal exports to EU Japan S. Korea Taiwan Other Coal Imports 50 0-50 -100 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 Quelle: Verband der Kohleimporteure 2010 Coal Exports
Die Entwicklung der Kernenergienutzung
kt Uranium Szenario der globalen Uranförderung (mit Datenbasis 2009) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 Fuel demand of reactors RAR *) < 40 $/kg: 570 ktu *) RAR = Reasonably Assured Resources **)R = Inferred Resources 1950 2000 Year 2050 2100 LBST 2010
1000 t Uran Szenario der globalen Uranförderung (mit Datenbasis 2009) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 Uranbedarf für Rreaktoren RAR *) < 40 $/kg: 570 ktu *) RAR = Reasonably Assured Resources **) IR = Inferred Resources 1950 2000 Year 2050 2100 LBST 2010
Weltweite Stromerzeugung durch Kernreaktoren TWh/a 5000 4000 3000 2000 Indien China Taiwan Korea Asien GUS Europa Amerika Sonstige Erneuerbare Wasserkraft 1000 0 1965 1975 1985 1995 2005 Jahr Quelle: BP Statistical Review of World Energy 2011
Anzahl neuer Kernreaktoren (Baubeginn) Baubeginn neuer Kraftwerke [GW/Jahr] 50 40 China Korea Rest der Welt Kum. Installierte Leistung [GW] 500 400 30 300 20 10 bis Juli 200 100 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Jahr Quelle: International Atomic Energy Agency (IAEA), Junei2010
Notwendige Neubauten, um bis 2030 die installierte Leistung zu halten Baubeginn neuer Kraftwerke [GW/Jahr] 50 40 History and present trend Necessary construction starts to keep total capacity at 370 GW Installierte Leistung [GW] 500 400 30 300 20 200 10 100 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 Year Quelle: International Atomic Energy Agency (IAEA), Februar 2008 Szenariorechnung: LBST, October 2008; Annahme: durchschnittliche Betriebszeit 40 Jahre, Bauzeit 5 Jahre
Energieversorgung heute Treibende Kräfte für einen Wandel - limitierte Senken (Treibhauseffekt) - limitierte Quellen (Öl, Kohle, Gas, Uran) - Innovative Energietechnologien (Regenerative Energien, Effizienz) Thesen zur künftigen Energieversorgung Mögliche Konsequenzen
These 1: Aussitzen ist keine Lösung Wir stehen am Beginn eines Strukturwandels der Energieversorgung, der zu einer Neuorientierung der gesamten Wirtschaft führen wird Energieverbrauch +?? Erneuerbare Energie Erdgas Kohle Erneuerbare Energie Erdöl 1930 1970 2010 2050 20901990 2030 2070 Quelle: AWEO 2006, LBST 1950 1990 2030 2070 nach der Neujustierung des Energiekompasses wird jede Investition in richtige Technologie gehen Energieeffizienz wird wichtig
These 2: Die Energiezukunft ist Strom dominiert Erneuerbare Kohle Erdgas Erdöl Erneuerbare Strom als Primärenergie (Sonne, Wind, Wasser) Biomasse, Geothermie Kraftstoff 1950 1990 2030 2070 Quelle: AWEO 2006, LBST Fossile Energieträger Strom Regenerativer Strom hat andere Eigenschaften als fossile Energieträger: schwerer speicherbar starrere Kopplung zwischen Erzeugung und Verbrauch
Konsequenzen von Peak Oil (regional): - Strukturbruch (BAU ist keine Option): Herausforderung: Energie wird weniger und teurer Veränderung wirtschaftlicher Strukturen: Transition in eine postfossile Welt Veränderung unseres Umgangs mit Nähe und Ferne Aufwertung der Nähe Chance für neue Geschäfte Nachhaltige Innovationen werden wichtig => Einfluss auf politische und soziale Strukturen?
Konsequenzen von Peak Oil (international): - Regionale Verschiebung der Gewichte Ölexportierende Regionen Ölimportierende Regionen - Weitere Randbedingungen Klimaveränderung Wachsende Bevölkerung Ernährung / Agrarpotenzial Finanzkrise Geopolitische Verschiebungen (BRIC) - Geopolitische Faktoren Politische Spannungen ( Zugang zu Ressourcen) Soziale Spannungen (soziale Ungleichgewichte)
Offene Fragen Wird es Verknappungen/übermäßige Teuerungen geben? -Soziale Konflikte (Bsp. Lebensmittelpreise, arabischer Raum) Kann das Wachstum in neuen Bereichen den Rückgang in konventionellen Bereichen ausgleichen oder übertreffen? Wird Peak Oil die Wirtschaftskraft schwächen? (Weil Finanzabfluss in Ölförderstaaten) Wie sind die Auswirkungen auf das Geldsystem? Was sind geopolitische Konsequenzen Was ist eine robuste Strategie? Wird es einen verträglichen Übergang in eine Postfossile Welt geben?
Why to develop scenarios and a strategy for a sustainable world 2100? Source: http://www.japanfs.org/