Hilmar Rempel Herbstsitzung des Arbeitskreises Energie in der Deutschen Geophysikalischen Gesellschaft Bad Honnef, 6. November 2008 Herbstsitzung des Arbeitskreises Energie in der Deutschen Geophysikalischen Gesellschaft Bad Honnef, 6. November 2008

GEOZENTRUM HANNOVER

Das GEOZENTRUM HANNOVER – ein Haus, drei Institutionen: Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG) Institut für Geowissenschaftliche Gemeinschaftsaufgaben (GGA)

Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe Sie berät Politik, Wirtschaft und Gesellschaft in allen rohstoffwirtschaftlichen und geowissenschaftlichen Fragen. Sie engagiert sich weiterhin in der internationalen Entwicklungs- und wissenschaftlich-technischen Zusammenarbeit sowie Forschung und Entwicklung. Die BGR ist eine dem BMWi nachgeordnete Fachbehörde.

Entwicklung des weltweiten Primärenergieverbrauchs Quellen: BP, IEA 2007

Entwicklung der nominalen Preise für Energieträger

Rohstoffaufkommen und Importabhängigkeit Deutschlands bei Energierohstoffen und 2007

Entwicklung der Importabhängigkeit der EU-25 bei Energierohstoffen Entwicklung der Importabhängigkeit der EU-25 bei Energierohstoffen

Klassifizierung der Energierohstoffe konventonell Nicht-konv. Ersatzstoffe Kernbrennstoffe Phosphate Granite Meerwasser ErdölErdgas Erdöl NGL (Natural Gas Liquids Freies Erdgas Erdölgas Schweröl Ölsande Schwerstöle Ölschiefer Tight gas Flözgas Aquifergas Gashydrate Biodiesel Bioethanol CTL GTL BTL Kokereigas Biogas Klärgas Uran Thorium Kohle Hartkohle Weichbraun- kohle

DefinitionenDefinitionen zu heutigen Preisen und mit heutiger Technik wirtschaftlich gewinnbare Mengen an Energierohstoffen Reserven : nachgewiesene, aber derzeit technisch und/oder wirtschaftlich nicht gewinnbare sowie nicht nachgewiesene, aber geologisch mögliche, künftig gewinnbare Mengen an Energierohstoffen (yet to find) Ressourcen :

Konventionelles Erdöl – Kenndaten 2007 Reserven : 163 Gt Ressourcen : 82 Gt Förderung : 3,9 Gt Jahresverbräuche bis dmp : 12 + nicht-konventionelle Erdöle Gesamtpotenzial: 398 Gt Kum. Förderung : 151 Gt

Strategische Ellipse und Länder mit Reserven an konventionellem Erdöl > 1 Gt Strategische Ellipse und Länder mit Reserven an konventionellem Erdöl > 1 Gt

VerfügbarkeitvonkonventionellemErdölweltweitVerfügbarkeitvonkonventionellemErdölweltweit

GesamtpotenzialErdölGesamtpotenzialErdöl Konv. Erdöl Gt Ölsand/ Schwerstöl Ölschiefer Nicht-konv. Erdöl Ressourcen Reserven Kumulative Förderung

Weltweite Erdölförderung 1900 – Rückblende und Versuch eines Ausblickes - GtGt konvent. Erdöl gesamtes Erdöl Anteil nicht- konventionellen Erdöls: Schwerstöle, Ölsande, ÖlschieferProjektion

Naher Osten Tief-/Tiefstwasser Polargebiete EOR Nicht-konventionelles Erdöl (Ölsande, Schwerstöle) Synthetische Öle TrendsTrends

Fazit Erdöl Aus geologischer Sicht bei moderatem Verbrauchanstieg ausreichende Versorgung bis ca gewährleistet. Zu diesem Zeitpunkt erwarten wir Peak Oil (Erdöl – endlicher Rohstoff) Damit in absehbarer Zeit keine uneingeschränkte Verfügbarkeit Konzentration der Reserven innerhalb der Strategischen Ellipse Politische Instabilitäten Anteil des Erdöls aus OPEC und speziell aus der Region Persischer Golf wird steigen Zahlreiche Unsicherheiten der Vorhersagen (Reserven, Schweröl, Klimadiskussion u.a.) Nichtkonventionelles Erdöl - Milderung des zu erwartenden Abfalls nach Peak Oil, aber keine Schließung der Lücke

Welterdölhandel 2007 < > 200 Transportmenge in Mt/a Quelle: BP Statistical Review of World Energy June 2008

Oil Pipeline Projects Caspian Pipeline Consortium Baku-Tbilissi-Ceyhan Kazakhstan – China China West – East East Siberia – Pacific Ocean Source: IEA 2005

Persian Gulf Oil Pipeline Network in the Caspian Region

Russian Federation Oil Infrastructure

Konventionelles Erdgas – Kenndaten 2007 Gesamtpotenzial: 476 T.m³ Reserven : 183 T.m 3 Ressourcen : 207 T.m 3 Verbrauch : 3,0 T.m 3 Jahresverbräuche bis Ende Reserven : 61 Jahresverbräuche bis Ende Reserven : 61 + nicht-konventionelle Erdgase Kum. Förderung : 87 T.m 3

B 1.23 NOCs: >72 % IOSs (Top 5): 2,5 % 55% der Weltreserven Reserven konventionelles Erdgas 2007: 10 wichtigste Länder

Konv. ErdgasNicht-konv. Erdgas Dichte Speicher, Flözgas Aquifergas Gashydrate T.m³ Reserven Ressourcen kum. Förderung Gesamtpotenzial Erdgas

aus geologischer Sicht ist Erdgas für Jahrzehnte verfügbar Verteilung auf einzelne Märkte sehr unterschiedlich Europäischer Erdgasmarkt in komfortabler Situation Versorgung Europas vorwiegend über Pipeline, aber Rolle LNG nimmt zu zukünftige Rolle von Spotmärkten langfristige Bindung der Investitionen und hohe Transportkosten Liberalisierung der Märkte Fazit Erdgas global

Transport Costs for Crude Oil, Natural Gas and Hard Coal

Natural Gas Trade in 2006

Natural Gas Pipeline Projects From Russia to Europe –North Stream –South Stream –Yamal – Europe From Caspian/Iran to Europe –Baku-Tbilissi-Erzurum –Nabucco –Trans Adria Pipeline Other important projects –Russia – China –Turkmenistan - China –Alaska – USA –Trans Saharian –South American Source: IEA 2005

Erdgas-Verbundsysteme in Europa einschließlich der Erdgas-Liefergebiete der GUS-Staaten S 5523 Quelle: E.ON Ruhrgas

Source: Ruhrgas 1999 (updated) Nord Stream Yamal Europe Nabucco Gasli-Projekt MEDGAS Green Stream South Stream TAP Trans Adriatic Pipeline European Natural Gas Transmission System

Simferopol Krasnodar BUCHARESTI Istanbul Iran -Turkey Legend Gas pipelines Gas pipeline projects Nabucco BTE SOFIA South Stream White Stream ? ? Odessa Blue Stream South Stream Nabucco Natural Gas Network in the Black Sea Region

Erdgaspipelines in der Kaspischen Region mit Fließrichtungen Erdgaspipelines in der Kaspischen Region mit Fließrichtungen

liquefied natural gas = verflüssigtes Erdgas LNGLNG Erdgas, das überwiegend aus Methan und Ethan besteht und das für Transportzwecke durch Abkühlung auf -162°C unter atmosphärischem Druck verflüssigt wird. Verflüssigtes Erdgas wird in speziellen LNG-Hochseetankschiffen drucklos transportiert.

Die LNG-Kette Zur LNG-Kette gehören Abscheideanlagen für höhere Kohlenwasserstoffe Anlagen zur Kühlung und Verflüssigung des Gases, LNG-Tanks Verladeterminals für das LNG, LNG-Tanker, Anlandeterminals LNG-Tanks und Anlagen zur Verdampfung des verflüssigten Erdgases, bevor es in das normale Pipelinenetz eingespeist werden kann.

Die LNG-Kette

Die Kosten der LNG-Kette LNG-Kette gesamt3 – 10 Mrd. US$ Energieverbrauch innerhalb der LNG-Kette für 1000 cf Erdgas Verflüssigung 80 – 130 cf Transport (boil off gas pro Tag)1,5 – 2,5 cf Regasifikation 10 – 15 cf Gesamtverbrauch für Katar nach Ostküste USA 150 cf (15 %) Quelle: Darley 2004

Source: Ruhrgas 1999 (updated) NEGP Europäisches Erdgaspipelinenetz und geplante LNG-Terminals Europäisches Erdgaspipelinenetz und geplante LNG-Terminals

Snøhvit, Gas von jenseits des Polarkreises The Snøhvit field will be developed in an Arctic environment with no platforms – controlled from shore, 145 km away The gas will be shipped to markets as LNG, –first large LNG plant in Europe CO 2 re-injection

Trends beim LNG Größere Einheiten damit Kostenreduzierung Starke Zuwachsraten (Shell: 10 % p.a.) Mobilität (keine Richtungsbindung) Spotmarkt - in Richtung einheitlicher Weltmarkt? Aber: Nur dort möglich, wo Zugang zum offenen Meer Ausreichende Reserven und potente Abnehmer erforderlich Hoher Kapitalbedarf erforderlich bei langfristiger Bindung Quelle: Darley 2004

Angebotssituation nichterneuerbarer Energierohstoffe

Fazit nicht-erneuerbare Energierohstoffe Nicht-erneuerbare Energieträger bleiben für nächste Jahrzehnte Rückgrat der Energieversorgung Erdöl: Derzeit wichtigster Energieträger aber Angebot und Nachfrage werden in naher Zukunft auseinander driften Erdgas: Kann Erdöl teilweise ersetzen, aber auch begrenzte Möglichkeiten. Gashydrate und Aquifergas in absehbarer Zukunft von untergeordneter Bedeutung Kohle: Ausreichende Mengen vorhanden. Könnte ein Rohstoff der Zukunft werden, falls klimapolitisch akzeptiert Uran: kein Engpass in geologischer Verfügbarkeit zu erwarten Endlichkeit – sparsamer Umgang und Alternativen

Weitere Informationen unter:

Field development Name Investment (in US-$ bn) Tengiz20.0 Karachaganak11.0 Kashagan 36.0 AIOC10.0 Shah Deniz 4.1 Pipeline projects Name Length Investment (in km) (in US-$ bn) CPC BTC KAZ-China BTE TKM-China Major Oil and Gas Projects in the Caspian Region

Length ca km 442 km AZ 248 km GE 704 km TR Capacity 22 bn m³/a Extention to 30 bn m³/a Costs US-$ ca. 2 bn Start2006 Natural Gas Pipeline Baku – Tbilisi – Erzurum South Caspian Gas Pipeline BP (Operator) 25.5 % StatoilHydro 25.5 % Socar 10.0 % Total 10.0 % ExxonMobil 8.0 % LukAgip 10.0 % OEIC (Iran) 10.0% TPAO 9.0 %

Length ca km 188 km TKM 530 km UZB km KAZ km CHINA Capacity 40 bn m³/a Costs US-$ ca. 20 bn Currently under construction Start of operation2010 Natural Gas Pipeline Turkmenistan - China