Peak Oil, Fracking und die Energiewende

EAA Kolloquium, Neubiberg, 12. Dezember 2013 Peak Oil, Fracking und die Energiewende Dr. Werner Zittel Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH, Ottobrunn Werner.Zittel@LBST.de

Inhalte: Klimawandel / Klimapolitik Die Verfügbarkeit fossiler Energieträger - Erdöl - Erdgas Die Energiewende in Deutschland - Bisherige Erfolge - Szenarien - Kosten - Erfordernisse Welche Risiken bergen diese Erwartungen und was folgt daraus?

Die Grenzen des Wachstums CO2-Emissionen

Weltweite CO 2 -Emissionen Mt CO 2 40000 35000 30000 25000 + 50 % 20000 15000 10000 5000 0 1965 1985 2005

Weltweite CO 2 -Emissionen Mt CO 2 40000 35000 Rezession 30000 25000 20000 15000 10000 5000 Rezession Rezession 0 1965 1985 2005

Klimawandel und Wirtschaftswachstum Ungelöster Widerspruch unserer Gesellschaft Mtoe/a (Mio. Tonnen Öläquivalent/Jahr) 20000 15000 Weiter so wie bisher: notwendig für Wirtschaftswachstum 10000 sonstige 5000 0 Kohle Gas Öl 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040 Quelle: BP Statistical Review of World Energy Emissionsreduktion: Notwendig zur Verlangsamung der Klimaveränderung Voraussetzung für bisheriges Wachstum: billige und reichliche fossile Energiequellen!

Globale Trends Erdöl: - Die Ölförderung der westlichen Firmen geht längst zurück - Die weltweite Ölförderung wird bald zurückgehen - Die amerikanische Energierevolution wird von kurzer Dauer sein

Warnende Stimmen aus der Branche 1998-2001 "We are now facing a global energy crisis. I know you ve heard this before, but this time it s for real. Hiroyuki Yoshino, Präsident von Honda Dezember 1998 Amerika steht eine große Energieversorgungskrise für die kommenden zwei Jahrzehnte bevor. Spencer Abraham, Energieminister der USA, 19. März 2001

IEA Preisannahmen für Importöl wie realistisch sind diese? 150 $/bbl 100 Ölimportpreis 50 WEO 2002 ($ 2000 ) WEO 2004 ($ 2002 ) WEO 1998 ($ 1996 ) 0 1985 1995 2005 2015 2025 2035 Quelle: International Energy Agency 1998, 2002, 2004-2013 Jahr

IEA Preisannahmen für Importöl wie realistisch sind diese? 150 $/bbl 100 Ölimportpreis 50 WEO 2007 ($ 2006 ) WEO 2006 ($ 2005 ) WEO 2005 ($ 2004 ) WEO 2002 ($ 2000 ) WEO 2004 ($ 2002 ) WEO 1998 ($ 1996 ) 0 1985 1995 2005 2015 2025 2035 Quelle: International Energy Agency 1998, 2002, 2004-2013 Jahr

Preisanstieg und Fluktuationen seit 2002 Ölpreis ($) Ölförderung (Mb/Tag) 120 Ölpreis in $ (Brent) 100 80 60 40 20 0 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 Datenquelle: Brent-Ölpreis BP 2013, Gesamtförderung BP 2013 Konventionelle Ölförderung: eig. Berechnung mit Daten von US-EIA, NPD Kanada, WEC 2013

Leichter Rückgang der konventionellen Ölförderung seit 2006 Ölpreis ($) Ölförderung (Mb/Tag) 120 100 Konventionelle Ölförderung (ohne "tight oil", Schweröl, NGL) Ölpreis in $ (Brent) 80 60 40 20 0 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 Datenquelle: Brent-Ölpreis BP 2013, Gesamtförderung BP 2013 Konventionelle Ölförderung: eig. Berechnung mit Daten von US-EIA, NPD Kanada, WEC 2013

Leichte Ausweitung der unkonventionellen Ölförderung seit 2004 Ölpreis ($) Ölförderung (Mb/Tag) 120 100 Konventionelle Ölförderung (ohne "tight oil", Schweröl, NGL) Ölpreis in $ (Brent) Gesamtförderung (BP) 80 60 40 20 0 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 Datenquelle: Brent-Ölpreis BP 2013, Gesamtförderung BP 2013 Konventionelle Ölförderung: eig. Berechnung mit Daten von US-EIA, NPD Kanada, WEC 2013

Ölförderung der großen an der Börse notierten Ölfirmen Mb/Tag 14 12 10 Unocal ConocoPhillips Eni Repsol/YPF Texaco ChevronTexaco 8 Elf Total 6 Amoco 50% TNK Arco BP Enterprise 4 Shell 2 Mobil 0 Exxon ExxonMobil Ludwig-Bölkow Systemtechnik GmbH 97 98 99 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Quelle: Quartalsberichte der Firmen inklusive III/ 2013 Jahr

Shell Ölförderung Mb/Tag 3.000 Enterprise sonstige USA Bitumen/SCO Russland Europa E&P-Ausgaben (Mrd. US $) 12 2.500 10 2.000 8 1.500 6 1.000 500 E&P Ausgaben 4 2 0 98 99 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Jahr Qulle: Quartalsberichte, Shell Ludwig-Bölkow Systemtechnik GmbH 0

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 2.tes Feld 3.tes Feld 1.tes Feld Zeit

Wichtige Regionen haben das Fördermaximum überschritten UK erreicht Ölfördermaximum Norwegen erreicht Ölfördermaximum Mexiko erreicht Ölfördermaximum 2004 Angola erreicht Ölfördermaximum 2008 Golf von Mexiko erreicht Fördermaximum 2010

Ludwig-Bölkow Systemtechnik GmbH Die Weltölförderung ist auf dem Höhepunkt Mb/Tag 90 80 70 60 50 40 30 20 10 (Rohöl, Kondensat, NGL, Schweröl, Teersand) Weltölförderung gemäß US-EIA: all liquids crude+condensate Regionen am Fördermaximum: Gulf of Mexico10 Libya 08 Angola 08 Iran 08 Algeria 07 Nigeria, Chad 05 Russia 11 Mexico 04 Kuweit 11 Danmark, Equ. Guinea 04 UAE 11 Yemen 01 Norway 01 Oman 01 Australia 2000 UK 99 Ecuador 99 Colombia 99 Venezuela (conv.+sco) 98/68 Argentinia 98 Malaysia 97 Gabon 97 Syria 95 India 95 Egypt 93 Alaska 89 Indonesia 77 Romania 76 Canada (conv.) 74 USA conv. (lower 48) 70 Germany 67 Austria 55 Regionen vor dem Fördermaximum: Aserbaijan Kazakhstan Thailand, Sudan, Pakistan Iraq Neutral Zone Brazil China 1900 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0 10 Jahr Data source: Austria, Germany, USA, Canada, Netherlands, UK, Norway, Denmark, Saudi Arabia, Brazil, Mexico: national state or state company statistics; For other countries US-EIA, since 1970; 2013 extrapolated from Jan-Jul Historical data until 1970 (for some States until 2005): IHS-Energy 2006; Analyses LBST 17 Oct 2013

Ludwig-Bölkow Systemtechnik GmbH Die Weltölförderung ist auf dem Höhepunkt Mb/Tag 90 80 70 60 50 40 30 20 10 (Rohöl, Kondensat, NGL, Schweröl, Teersand) Weltölförderung gemäß US-EIA: all liquids crude+condensate Regionen am Fördermaximum: Gulf of Mexico10 Libya 08 Angola 08 Iran 08 Algeria 07 Nigeria, Chad 05 Russia 11 Mexico 04 Kuweit 11 Danmark, Equ. Guinea 04 UAE 11 Yemen 01 Norway 01 Oman 01 Australia 2000 UK 99 Ecuador 99 Colombia 99 Venezuela (conv.+sco) 98/68 Argentinia 98 Malaysia 97 Gabon 97 Syria 95 India 95 Egypt 93 Alaska 89 Indonesia 77 Romania 76 Canada (conv.) 74 USA conv. (lower 48) 70 Germany 67 Austria 55 Regionen vor dem Fördermaximum: Tight Oil (USA) Heavy oil, SCO, bitumen (Canada, Venezuela) Aserbaijan Kazakhstan Thailand, Sudan, Pakistan Iraq Neutral Zone Brazil China 1900 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0 10 Jahr Data source: Austria, Germany, USA, Canada, Netherlands, UK, Norway, Denmark, Saudi Arabia, Brazil, Mexico: national state or state company statistics; For other countries US-EIA, since 1970; 2013 extrapolated from Jan-Jul Historical data until 1970 (for some States until 2005): IHS-Energy 2006; Analyses LBST 17 Oct 2013

Ludwig-Bölkow Systemtechnik GmbH Die Weltölförderung ist auf dem Höhepunkt Mb/Tag 90 80 70 60 50 40 30 20 10 (Rohöl, Kondensat, NGL, Schweröl, Teersand) Weltölförderung gemäß US-EIA: all liquids crude+condensate Regionen am Fördermaximum: Gulf of Mexico10 Libya 08 Angola 08 Iran 08 Algeria 07 Nigeria, Chad 05 Russia 11 Mexico 04 Kuweit 11 Danmark, Equ. Guinea 04 UAE 11 Yemen 01 Norway 01 Oman 01 Australia 2000 UK 99 Ecuador 99 Colombia 99 Venezuela (conv.+sco) 98/68 Argentinia 98 Malaysia 97 Gabon 97 Syria 95 India 95 Egypt 93 Alaska 89 Indonesia 77 Romania 76 Canada (conv.) 74 USA conv. (lower 48) 70 Germany 67 Austria 55 Biogen fuel + Refinery gains Regionen vor dem Fördermaximum: NGL Tight Oil (USA) Heavy oil, SCO, bitumen (Canada, Venezuela) Aserbaijan Kazakhstan Thailand, Sudan, Pakistan Iraq Neutral Zone Brazil China 1900 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0 10 Jahr Data source: Austria, Germany, USA, Canada, Netherlands, UK, Norway, Denmark, Saudi Arabia, Brazil, Mexico: national state or state company statistics; For other countries US-EIA, since 1970; 2013 extrapolated from Jan-Jul Historical data until 1970 (for some States until 2005): IHS-Energy 2006; Analyses LBST 17 Oct 2013

Kanadische Teersande - die Zukunft der Ölförderung?

Geologischer Querschnitt durch die Teersandregion in Alberta

Kanadische Teersande - Die Zukunft der Ölförderung?

Öl aus der Tiefsee - der enttäuschende Hoffnungsträger?

Golf von Mexiko ( Deepwater Horizon ) Angola (Förderrückgang seit 1989: 7%) Kaspisches Meer (Der Jahrhundertfund 2000: Kashagan oder Cash all gone?) Brasilien (WEO 2013 Brazil s oil production triples to reach 6 mb/d in 2035. Is dependent on capital intensive deepwater developments )

Ölförderung in Brasilien Kb/Tag 3000 2500 2000 Offshore Ölförderung Onshore Ölförderung Ölverbrauch 1500 1000 500 0 Ludwig-Bölkow Systemtechnik GmbH 1955 1965 1975 1985 1995 2005 Quelle: Petrobras September 2013 (2013: Hochrechnung aus Förderdaten für Januar-Aug)

Ludwig-Bölkow Systemtechnik GmbH Petrobras: Die Ausgaben für Exploration und Förderung explodieren Mio. $ US 25000 20000 nominal real 15000 10000 5000 0 1955 1965 1975 1985 1995 2005 Quelle: Petrobras, Mai 2013

Light Tight Oil in den USA: Die Energierevolution?

Bakken: Der Hoffnungsträger Nr. 1!

USA bei Nacht Bakken (Norddakota) Eagle Ford (Texas)

Bakken bei Nacht

Eagle Ford Shale in Texas bei Nacht flaring von Erdgas

Förderprofile im Bakken Shale Quelle: North Dakota Department of Mineral Resources

Szenarien zur künftigen Entwicklung

Der Beitrag von Light Tight Oil ein Szenario für die USA Mb/Tag Verbrauch? Nettoimporte NGL NGL We are here Rest der USA Alaska Texas (District 3 mit 10) Tight Oil: North Dakota, Texas - RRC District 01 - RRC District 02) Datenquelle: RRC Railroad Commission of Texas, North Dakota Government, BOEM, US EIA Jan 2013 2012-Daten from Jan-Okt extrapoliert, Scenariorechnung 2013-2030 by LBST

Ludwig-Bölkow Systemtechnik GmbH Die Weltölförderung ist auf dem Höhepunkt Mb/Tag 90 80 70 60 50 40 30 20 10 (Rohöl, Kondensat, NGL, Schweröl, Teersand) Weltölförderung gemäß US-EIA: all liquids crude+condensate Regionen am Fördermaximum: Gulf of Mexico10 Libya 08 Angola 08 Iran 08 Algeria 07 Nigeria, Chad 05 Russia 11 Mexico 04 Kuweit 11 Danmark, Equ. Guinea 04 UAE 11 Yemen 01 Norway 01 Oman 01 Australia 2000 UK 99 Ecuador 99 Colombia 99 Venezuela (conv.+sco) 98/68 Argentinia 98 Malaysia 97 Gabon 97 Syria 95 India 95 Egypt 93 Alaska 89 Indonesia 77 Romania 76 Canada (conv.) 74 USA conv. (lower 48) 70 Germany 67 Austria 55 Regionen vor dem Fördermaximum: Aserbaijan Kazakhstan Thailand, Sudan, Pakistan Iraq Neutral Zone Brazil China 1900 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0 10 Jahr Data source: Austria, Germany, USA, Canada, Netherlands, UK, Norway, Denmark, Saudi Arabia, Brazil, Mexico: national state or state company statistics; For other countries US-EIA, since 1970; 2013 extrapolated from Jan-Jul Historical data until 1970 (for some States until 2005): IHS-Energy 2006; Analyses LBST 17 Oct 2013

Ludwig-Bölkow Systemtechnik GmbH Die Weltölförderung ist auf dem Höhepunkt Mb/Tag 90 80 70 60 50 40 30 20 10 (Rohöl, Kondensat, NGL, Schweröl, Teersand) Weltölförderung gemäß US-EIA: all liquids crude+condensate Regionen am Fördermaximum: Gulf of Mexico10 Libya 08 Angola 08 Iran 08 Algeria 07 Nigeria, Chad 05 Russia 11 Mexico 04 Kuweit 11 Danmark, Equ. Guinea 04 UAE 11 Yemen 01 Norway 01 Oman 01 Australia 2000 UK 99 Ecuador 99 Colombia 99 Venezuela (conv.+sco) 98/68 Argentinia 98 Malaysia 97 Gabon 97 Syria 95 India 95 Egypt 93 Alaska 89 Indonesia 77 Romania 76 Canada (conv.) 74 USA conv. (lower 48) 70 Germany 67 Austria 55 Regionen vor dem Fördermaximum: Tight Oil (USA) Heavy oil, SCO, bitumen (Canada, Venezuela) Aserbaijan Kazakhstan Thailand, Sudan, Pakistan Iraq Neutral Zone Brazil China 1900 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0 10 Jahr Data source: Austria, Germany, USA, Canada, Netherlands, UK, Norway, Denmark, Saudi Arabia, Brazil, Mexico: national state or state company statistics; For other countries US-EIA, since 1970; 2013 extrapolated from Jan-Jul Historical data until 1970 (for some States until 2005): IHS-Energy 2006; Analyses LBST 17 Oct 2013

Ludwig-Bölkow Systemtechnik GmbH Die Weltölförderung ist auf dem Höhepunkt Mb/Tag 90 80 70 60 50 40 30 20 10 (Rohöl, Kondensat, NGL, Schweröl, Teersand) Weltölförderung gemäß US-EIA: all liquids crude+condensate Regionen am Fördermaximum: Gulf of Mexico10 Libya 08 Angola 08 Iran 08 Algeria 07 Nigeria, Chad 05 Russia 11 Mexico 04 Kuweit 11 Danmark, Equ. Guinea 04 UAE 11 Yemen 01 Norway 01 Oman 01 Australia 2000 UK 99 Ecuador 99 Colombia 99 Venezuela (conv.+sco) 98/68 Argentinia 98 Malaysia 97 Gabon 97 Syria 95 India 95 Egypt 93 Alaska 89 Indonesia 77 Romania 76 Canada (conv.) 74 USA conv. (lower 48) 70 Germany 67 Austria 55 Biogen fuel + Refinery gains Regionen vor dem Fördermaximum: NGL Tight Oil (USA) Heavy oil, SCO, bitumen (Canada, Venezuela) Aserbaijan Kazakhstan Thailand, Sudan, Pakistan Iraq Neutral Zone Brazil China 1900 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0 10 Jahr Data source: Austria, Germany, USA, Canada, Netherlands, UK, Norway, Denmark, Saudi Arabia, Brazil, Mexico: national state or state company statistics; For other countries US-EIA, since 1970; 2013 extrapolated from Jan-Jul Historical data until 1970 (for some States until 2005): IHS-Energy 2006; Analyses LBST 17 Oct 2013

Die Weltölförderung wird bald zurückgehen Es gíbt keinen vernünftigen Grund zu hoffen, dass die Ölförderung langsamer zurückgehen wird als sie ausgeweitet wurde! Vielleicht wird es sogar umgekehrt sein? Die einzige Frage ist, ab wann das sein wird? Wir wissen nur, dass dies mit jedem Jahr wahrscheinlicher wird! LBST 2013

Die weltweite Ölversorgung widersprüchliche Szenarien Internationale Energieagentur: WEO 2006 WEO 2012 Quelle: Energy Watch Group 2008, 2013; IEA 2006, 2012

Decline: 4% /a

Decline: 6% /a

Direkte Konsequenzen zunehmender Ölverknappung: ludwig-bölkow Systemtechnik Die Ölförderung der Firmen geht zurück There is nothing left than to eat each other! (C. Campbell) Der energetische, technische und finanzielle Förderaufwand steigt Die Exporte gehen schneller zurück als die Förderung Neue Konsumenten werden zu Konkurrenten um das restliche Öl Ölpreis und Verbrauch suchen ein neues Gleichgewicht

Quelle: BP Statistical Review 2013 Die Exporte gehen schneller zurück als die Förderung Kb/Tag 12500 10000 7500 Saudi Arabien 10000 7500 Exporte Verbrauch 5000 2500 5000 2500 Iran 0 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 10000 7500 Exporte Verbrauch 10000 7500 0 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 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

China- Konkurrent um Erdöl Kb/Tag 10000 7500 China Verbrauch 5000 2500 Förderung -2500 0 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010-5000 Importe -7500 Quelle: BP 2013; Analyse: LBST

Ökonometrische Modellrechnung: Anstieg des Ölpreises nach Peak Oil Lutz et al. 2012, Energy Policy (2012)

Welthandel = Verkehrsaufkommen

USA - Trend der Erdgasförderung: - In den USA geht die konventionelle Erdgasförderung seit 40 Jahren zurück - Schiefergasförderung hat hier seit 2005 eine Trendwende gebracht - Die Trendwende wird von kurzer Dauer sein, da die Gasquellen sehr schnell in der Förderung nachlassen - Das Gasangebot hat zu einem Preisverfall geführt - Die Schiefergasförderung in den USA ist ökologisch und ökonomische sehr teuer

Konventionelle und unkonventionelle Gaslagerstätten Ludwig-Bölkow Stiftung

Querschnitt durch eine Fördersonde während des hydraulic frackturing Ludwig-Bölkow Stiftung

Erschließung eines Shalegas-Feldes Vorbereitungen: Ludwig-Bölkow Stiftung Straßen für schwere Lastwagen Präparation eines Bohrplatzes (~5000-10000 m²) Von einem Bohrplatz aus können mehrere Bohrungen erfolgen Je Bohrung werden mehrere Mio. Liter Wasser benötigt Sand zum Offenhalten der Klüfte wird benötigt (1-10%) Chemikalien (0,1-1% müssen angeliefert werden) Container oder Becken für das Frischwasser Container und Becken für dasfrack-wasser) In Mitteleuropa wird das Frac-Wasser wieder im Untergrund verpresst Ca. 1000 Lkw-Fahrten pro Bohrstelle

Draft SGEIS, 30. Sep. 2009 Vorbereitung eines Bohrplatzes Ludwig-Bölkow Stiftung

Weniger Bohrplätze, mit mehr Bohrungen Ludwig-Bölkow Stiftung ~1-6 km Quelle: Tyndall 2010

Die reinen Bohrkosten liegen in den USA bei 5 10 Mio US$ Quelle: US-DOE, A. Berman

Schwerlastverkehr wg. Eagle Ford Shale, Texas Schwerlastfahrten je Sonde: 1184 Trucks bis zum Förderbeginn 353 Trucks pro Jahr während Förderphase 997 Trucks alle 5 Jahre für Re-fracking Quelle: Eagle Ford Shale Task Force Report 2013 Quelle: M. Montemayor 2012 Abschätzung bei 0,5 l/km Spritverbrauch: 6700 Fahrten a 50l ~335.000 m³ (Energieinhalt von Erdgas) ~1-10% des Energieinhaltes des geförderten Gases)

Quelle: M. Montemayor 2012 Schäden des Schwerlastverkehrs wg. Eagle Ford Shale, Texas

Pipeline-Verteillager im Interstate Highway 35 in La Salle, Texas Quelle: M. Montemayor 2012

Primäre Ziele sind: Das Öffnen von Klüften durch Einpre von Wasser Ludwig-Bölkow Stiftung Das Verhindern des Schließens der bei Entspannung (Beigabe von Stüt Warum Chemikalien? BTEX: - Benzol - Toluol - Ethylbenzol - Xylol Ein möglichst großer Reservoirkonta um eine akzeptable Gasförderrate z erzielen Beigabe von Chemik - Biozide - Korrossionsinhibitore - Gelling Agents - Breaker - Reibungsminderer

Einge der Additive sind: 40.000 Liter 2-Butoxyethanol / Butylglykol (CAS 111-76-2) = 5560 mg/liter Schwach Wassergefährdend. Nicht in Gewässer oder Kanalisation gelangen lassen Bereits kleinste Mengen können zu erheblichen Gesundheitsstörungen führen 10.700 Liter Tetramethylammoniumchlorid (CAS 75-57-0) = 1920 mg/liter Stark Wassergefährdend. Trinkwassergefährdung bereits beim Auslaufen geringster Mengen 550 Liter Biozide Fischtoxizität LC50: 462 mg/liter/96h Quelle: Sicherheitsdatenblätter

Versprühen des Flow-back Wassers als Entsorgungsmöglichkeit Bis zu 30 t VOC werden je Quelle versprüht Quelle: The Network For Public Health

Silizium-Sand zum Fracken wird in großem Stil in Wisconsin, Iowa und Minnesota abgebaut J. Tittle, www.thepriceofsand.com

J. Tittle, www.thepriceofsand.com

Umweltbelastungen aus der unkonventionellen Gasförderung in den USA Luftemissionen: - Benzol (Texas) - Hohe VOC Emissionen (Belastung in Texas größer als an Flugplätzen) - CO 2 (Antrim Shale) - Anwohner klagen über Kopfschmerzen (keine Einzelfälle), - direkte Kontamination bei blow-out - Schwerlastverkehr im ländlichen Raum (Straßenbelastung, Emissionen) Ludwig-Bölkow Stiftung Gewässerbelastung: - Mehr als 1000 lokal nachgewiesene Wasserverunreinigungen/TEDX - EPA-Strichproben zeigen25% der untersuchten Wasserquellen sind belastet - Gas, BTEX im Trinkwasser (Pennsylvania, Texas) - Abwasser teilweise radioaktiv und mit Schwermetallen belastet (Marcellus Shale) - Versalzung von Flüssen (Pennsylvania) - Korrosion von Industrieanlagen (Pennsylvania) Lärmbelästigung: Landschaftsverbrauch: - Bohranlagen - Bohrplätze - Abwasserteiche Bodenbelastung: - Frischwasserteiche - Unkontrollierte Diffusion im Untergrund - Straßenbau - Seismische Aktivität nimmt zu

Ludwig-Bölkow Stiftung Was sind die Erfolge? Bisher nur in den USA nennenswerte Förderung Das hat gute Gründe!

Shalegas-Vorkommen in den USA Ludwig-Bölkow Stiftung Quelle: US-EIA

Typische Förderprofile von US shale gas Förderbohrungen Mio. m³/jahr Quelle: US Annual Energy Outlook 2012, US-EIA Juni 2012

Beispiel: Erschließung eines Feldes mit 1 Sonde/Monat und 5%p.m. Förderrückgang 2500 2000 ~60.000 m³/tag~24 Mio. m³/jahr 1500 1000 ~30.000 m³/tag ~12 Mio. m³/jahr 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

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 Fayetteville Shale, Arkansas, USA Mio. m³/monat 3000 2500 Gasförderung aller Sonden Förderung aller bereits angeschlossenen Sonden 2000 1500 1000 500 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Data: State of Arkansas, Oil and Gas Commission, November 2013 http://www.aogc.state.ar.us/fayprodinfo.htm

Kumulierter Gasertrag je Fördersonde im Fayetteville Shale, Arkansas Mio. m³/ Fördersonde 120 Große Streuung der Erträge 100 80 vor 2007 2007 2008 2009 60 40 20 2010 2011 2012 2013 0 0 20 40 60 80 100 120 Monate seit Förderbeginn Data: State of Arkansas, Oil and Gas Commission, September 2013 http://www.aogc.state.ar.us/fayprodinfo.htm

Kumulierter Gasertrag je Fördersonde im Fayetteville Shale, Arkansas Mio. m³/ Fördersonde 120 Große Streuung der Erträge 100 80 60 40 20 vor 2007 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Mittelwert 0 0 20 40 60 80 100 120 Monate seit Förderbeginn Data: State of Arkansas, Oil and Gas Commission, September 2013 http://www.aogc.state.ar.us/fayprodinfo.htm

Kumulierter Gasertrag je Fördersonde im Fayetteville Shale, Arkansas Mio. m³/ Fördersonde 120 Typischer Ertrag der jüngeren Sonden: Ca. 30-40 Mio. m³ über die Lebensdauer 100 80 60 40 20 vor 2007 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Mittelwert 0 0 20 40 60 80 100 120 Monate seit Förderbeginn Data: State of Arkansas, Oil and Gas Commission, September 2013 http://www.aogc.state.ar.us/fayprodinfo.htm

Kumulierter Gasertrag je Fördersonde im Fayetteville Shale, Arkansas Mio. m³/ Fördersonde 120 Typischer Ertrag der jüngeren Sonden: Ca. 30-40 Mio. m³ über die Lebensdauer 100 80 60 40 20 Bei einem Verkaufserlös von 8cts/m³ ergibt das 2,4 3,2 Mio. USD Einnahmen je Fördersonde vor 2007 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Mittelwert 0 0 20 40 60 80 100 120 Monate seit Förderbeginn Data: State of Arkansas, Oil and Gas Commission, September 2013 http://www.aogc.state.ar.us/fayprodinfo.htm

Förderbeitrag aller Shales in den USA Ludwig-Bölkow Stiftung Quelle: US-EIA/Lippman Consulting Inc.

Tcf/Jahr 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 Quelle: Historie: IEA, TRRC, Louisiana State Department, Lippman Consulting, Arkansas State Department 2013 Daten aus 1 HJ extrapoliert; Szenario LBST 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 Shale Gas Förderung in den USA und Szenario bis 2030 USA shalegas production (including 2013 data) 10000 9000 8000 other 7000 Lousiana 6000 Pennsylvania 5000 Oklahoma 4000 Arkansas 3000 Michigan 2000 Texas 1000 0 Jahr

Erdgasförderung in den USA ( marketed production ) Ludwig-Bölkow Stiftung Realistischer? Quelle: Gesamtförderung, CBM und Tight gas: US-EIA Shalegas (aus regionalen Förderstatistiken) Daten für 2013 aus 1HJ hochgerechnet Energy Policy Act 2005

1935 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Erdgasförderung der USA LBST-Szenario 700 Ludwig-Bölkow Stiftung 600 500 400 Shalegas m³ CBM m³ Tight gas Conv. gas m³ 300 200 100 0 Energy Policy Act 2005

Und Europa?

Europa - Trend der Erdgasförderung: - In Europa geht die Gasförderung seit 2000 zurück - Die Importabhängigkeit steigt - Die mögliche Erschließung von unkonventionellem Erdgas wird hierauf keinen Einfluss haben

Die Gasförderung in Norwegen (Hochrechnung 2013) Mrd. m³/a 120 100 80 Kvitjeborn GjØa Snoehvit Ormen- Lange 60 Oseberg 40 20 Sleipner-Ost Asgard Troll 0 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 Jahr NPD, 2013 (2013-Daten aus 1-8/13 hochgerechnet: LBST Oktober 2013)

Europäische Erdgasversorgung Mrd. m 3 /a 800 600 LNG Importe Nordafrika Importe Russland Norwegen sonstige Dänemark 400 Deutschland Italien NL UK Importe 200 0 1960 1980 2000 Historische Daten: OECD 2008, NPD 2012, BP 2012; UK: DTI

Europäische Erdgasversorgung Mrd. m 3 /a 800 600 400 LNG Importe Nordafrika Importe Russland Norwegen sonstige Dänemark Deutschland Italien NL Grenzübergangspreis ( /MWh) 35 30 25 20 Importe 200 UK 15 10 0 1960 1980 2000 Historische Daten: OECD 2008, NPD 2012, BP 2012; UK: DTI 5 0 1990 1995 2000 2005 2010

Europa: Gasförderung (EWG-Szenario) und Verbrauch (WEO 2012) Mrd. m 3 /a 800 600 400 200 LNG Importe Nordafrika Importe Russland Norwegen sonstige Dänemark Deutschland Italien NL UK Verbrauch (WEO 2012) Importe Verbrauch WEO 2012 0 1960 1980 2000 2020 Historische Daten: OECD 2008, NPD 2012, BP 2012; Szenario: LBST 2013 UK: DTI (2012 aus Jan-Jul extrapoliert);

Europa: Gasförderung (EWG-Szenario) und Verbrauch (WEO 2012) Mrd. m 3 /a 800 600 400 200 LNG Importe Nordafrika Importe Russland Norwegen sonstige Dänemark Deutschland Italien NL UK Verbrauch (WEO 2012) Verbrauch WEO 2012 Import Bedarf 0 1960 1980 2000 2020 Historische Daten: OECD 2008, NPD 2012, BP 2012; Szenario: LBST 2013 UK: DTI (2012 aus Jan-Jul extrapoliert);

Europa: Gasförderung (EWG-Szenario) und Verbrauch (WEO 2012) Mrd. m 3 /a 800 600 400 200 LNG Importe Nordafrika Imports Russland Norwegen sonstige Dänemark? Deutschland Italien NL UK WEO 2012 inkl. Shalegas Verbrauch (WEO 2012) Verbrauch WEO 2012 Import Bedarf Gasförderung WEO 2012 0 1960 1980 2000 2020 Historische Daten: OECD 2008, NPD 2012, BP 2012; Forecast: LBST 2013/WEO 2012 UK: DTI (2012 aus Jan-Jul extrapoliert);

Europa: Gasförderung und Verbrauch; erwartete Schiefergasförderung Billion m 3 /yr 800 600 400 200 LNG Importe Nordafrika Importe Russland Norwegen sonstige Dänemark Deutschland Italien NL UK WEO-2012 konventionell WEO 2012 incl. Shalegas Verbrauch (WEO 2012)? Verbrauch WEO 2012 Gasförderung WEO 2012 Schiefergas (WEO 2012) 0 1960 1980 2000 2020 Historische Daten: OECD 2008, NPD 2012, BP 2012; Szenario: LBST 2013/WEO 2012 UK: DTI (2012 aus Jan-Jul extrapoliert);

Künftiger Beitrag der unkonventionellen Gasförderung: Die Sicht von ExxonMobil Quelle: H. Stapelberg, Anhörung zur nc-gasförderung, Berlin, 29. Oktober 2010

Potential field development in NRW (200 km²; 22 well pads; 14 wells/pad) km km Village+200m House+100m Well pad (100x100 m²) Gas purification plant Pipeline

Zusammenfassung - Fracking: Schiefergasförderung bedeutet der Einstieg in das Endspiel der Gasförderung. Dieser Einstieg spiegelt die Verzweiflung der Branche Erdgas wird teurer werden Die Schiefergasförderung wird keinen nennenswerten Beitrag zur europäischen Energieversorgung leisten können! Sie wird den weiteren Förderrückgang nicht verhindern. Es ist eine Illusion zu hoffen, dass man den Gasrausch der USA wiederholen könne, ohne die Umwelt stark zu beschädigen Warum Zeit und Geld verschwenden und die Umwelt riskieren? Wer kann daran ein Interesse haben?

Herausforderungen auf nationaler Ebene Energiewende - Was passiert bereits? - Wohin deuten die Trends die Szenarien? - Die Kosten der Energiewende - Was ist mit Wärme und Verkehr?

Erneuerbare Energien in Deutschland Anteil erneuerbarer Energien am Endenergieverbrauch in Deutschland im Jahr 2012 Gesamt: 8.986 PJ 1) Windenergie: 1,8 % Wasserkraft: 0,8 % Photovoltaik: 1,1 % fossile Energieträger (Steinkohle, Braunkohle, Mineralöl, Erdgas) und Kernenergie: 87,4 % Anteile EE 2012 12,6 % Biomasse 2) : 8,2 % Solarthermie, Geothermie: 0,5 % 1) Quelle: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e.v. (AGEB); 2) Feste und flüssige Biomasse, Biogas, Klär- Deponiegas, biogener Anteil des Abfalls, Biokraftstoffe; Quelle: BMU - E I 1 nach Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat) und ZSW, unter Verwendung von Angaben der AGEB; EE: Erneuerbare Energien; 1 PJ = 10 15 Joule; Abweichungen in den Summen durch Rundungen; Stand: Februar 2013; Angaben vorläufig BMU - E I 1 Erneuerbare Energien in Deutschland 2012 Quelle: BMU 2013 100

[GWh] Erneuerbare Energien in Deutschland Beitrag der erneuerbaren Energien zur Endenergiebereitstellung in Deutschland 350.000 300.000 250.000 Kraftstoffbereitstellung 2012: 33.504 GWh Wärmebereitstellung 2012: 144.310 GWh Strombereitstellung 2012: 136.075 GWh 5,5 % 200.000 150.000 10,4 % 100.000 50.000 22,9 % 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 1 GWh = 1 Mio. kwh; Quelle: BMU - E I 1 nach Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat); Hintergrundbild: BMU / Bernd Müller; Stand: Februar 2013; Angaben vorläufig BMU - E I 1 Erneuerbare Energien in Deutschland 2012 Quelle: BMU 2013 101

Stromerzeugung aus Erneuerbaren in Deutschland 1990-2012 TWh/a 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 3% Nuklearstrom Biogas Biomasse PV Wind Wasser 1990 1995 2000 2005 2010 Quelle: BMU 2013 Strommix 2012 Braunkohle Kernenergie Steinkohle Erdgas Mineralöl Erneuerbare Sonstige 23%

Monatlicher Beitrag Solar- und Windstrom 2011 und 2012 in Deutschland 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 2011 Januar April Juli Oktober 2012 Januar April Juli Oktober Quelle: EEX 2013

Wochenbeitrag Solar- und Windstrom (Sommer 2012) in Deutschland Quelle: FhG-ISE 2013

Szenario des Sachverständigenrates für Umweltfragen: 100% Erneuerbare Stromversorgung bis 2050

Windenergie Quelle: H. Foth, SRU 2011

Quelle: H. Foth, SRU 2011

Szenario des Fachverbandes Erneuerbare Energien: 100% Erneuerbarer Stromversorgung bis 2050

Entwicklung der in Deutschland installierten Leistung GWh Quelle: FVEE 2010

Entwicklung der Differenzkosten 2010 2050 im Szenario 100% Quelle: FVEE 2010

Monetäre Aspekte der Reg-Förderung 2009(Strom und Wärme) Differenzkosten 2010: ca. 8 Mrd. Euro Vermiedene Brennstoffimporte ca. 5,1 Mrd. Euro Merrit-Order Effekt (Senkung des Börsenpreises) ca. 3,5-4,0 Mrd. Euro (Basis 2008) Vermiedene Umwelt- und Gesundheitskosten ca. 8 Mrd. Euro + Beschäftigungseffekte + Investitionsanreize + Gewerbesteuereinnahmen Quelle: BMU/gws 2012

Berechnungsgrundlage EEG Umlage 2012-2014

Entwicklung von Strompreisen (Haushalte/Industrie) und EEG-Umlage Quelle: FhG-ISE 2013

Industriestrompreis 2013 EU Staaten 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 0 Quelle: Eurostat 2013 Dieser Indikator stellt die Strompreise dar, die den Endverbrauchern in Rechnung gestellt werden. Strompreise für industriellen Verbraucher werden wie folgt definiert: Nationale Durchschnittspreise in Euro pro kwh ohne angewandte Steuern für das erste Halbjahr eines jeden Jahres für industrielle Verbraucher mittlerer Größe (Verbrauch Gruppe Ic mit einem Jahresverbrauch zwischen 500 und 2000 MWh). Bis 2007 beziehen sich die Preise jeweils zum 1. Januar eines jeden Jahres für Verbraucher mittlerer Größe (Standardverbrauch Ie mit einem Durchschnittsverbrauch von 2000 MWh).

0,2 0,18 0,16 Entwicklung der Industriestrompreise in Europa 0,14 0,12 EU (27 Länder) Deutschland 0,1 0,08 0,06 0,04 0,02 0 Quelle: Eurostat 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 Jährliche Importkosten für Rohöl, Erdgas und Kohle Mrd. 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 Kohle Erdgas Erdöl http://www.bafa.de 2013: Schätzung aus Jan-Juni

Tagesarbeit in GWh/d Deutschland-Szenario: 100% regenerative Stromerzeugung GW 100 80 2500 2000 Jan. Feb. März April Mai Juni Juli Aug. Sept. Okt. Nov. Dez. Windkraft Biomasse stromgeführt Biomasse wärmegeführt Photovoltaik Wasserkraft 60 1500 40 1000 20 500 0 0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 Tag des Jahres V. Quaschning, 2000

Energieversorgungsinfrastruktur bei 100% Regenerativer Vollversorgung Quelle: V. Quaschning 2013

Quelle: Enertrag 2011

Hybridkraftwerk Quelle: Enertrag 2011

These: Der Verkehrsbereich wird stromabhängig Entwicklungslinien: Verbrennungsmotor Hybridfahrzeug Plug-in Hybrid Fahrzeug? Brennstoffzellen-Fahrzeug mit Wasserstoff hybridisiert Elektrofahrzeug

Der Wandel der Energieversorgungsstrukturen

Aussitzen ist keine Lösung These: Wir stehen am Beginn eines Strukturwandels der Energieversorgung, der zu einer Neuorientierung der gesamten Wirtschaft führen wird Energieverbrauch Kohle Erdgas Erdöl? + Erneuerbare Energie Erneuerbare Energie? 1930 1970 2010 2050 20901990 2030 2070 Quelle: AWEO 2006, LBST 1950 1990 2030 2070 nach der Neujustierung des Energiekompasses werden Investitionen in dann sinnvolle Technologien gehen: - regenerative Energieerzeugung - Energieinfrastruktur mit Kopplung von Strom/Wärme und Verkehr Energieeffizienz wird wichtig

Die Zukunft wird stromdominiert Renewables Coal Gas Oil Renewables Elektrizität dominier (solar, wind, hydro..) Fuel Biomasse, Geothermie 1950 1990 2030 2070 Source: AWEO 2006, LBST Fossile Energieträger Elektrizität Erneuerbarer Strom hat andere Eigenschaften als fossile Energieträger: Schwierig zu speichern Direkte Kopplung zwischen Verbrauch und Erzeugung

Vielen Dank! Dr. Werner Zittel Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH Daimlerstr. 15 85521 Ottobrunn Tel. 089-60811020 Mail: werner.zittel@lbst.de Internet: www.lbst.de