Source: http://castelligasse.at/Politik/Energie/energiepolitik.htm
Timestamp: 2017-09-24 14:02:09
Document Index: 8364884

Matched Legal Cases: ['§ 4', '§ 3', '§ 5', '§ 7', '§ 8', '§ 9', '§ 12', '§ 14', '§ 23', '§ 24', '§ 4', '§ 28', '§ 7', '§ 44', '§ 47', '§ 44', '§ 47', '§ 2']

POLITIK ROHWARENMÄRKTE GEWERKSCHAFTEN KLIMA AKTUELLE SCHADSTOFFBELASTUNG
Erdöl Erdölbevorratungsgesetz Strategische Erdölreserven OPEC Ölsand Erdgas Schiefergas Schieferöl Gashydrate
Pipelines Steinkohle Atomenergie Biotreibstoffe Holz Wasserkraft Österreichs Strom-Importe/Exporte Erdwärme
Offshore-Rechte Solarenergie Windkraftwerke Klimazertifikate Todesopfer je Energieträger
Um den Kopf weht eine Brise / Von besonnter Luft und Wiese, / dividiert durch viel Benzin. ERICH KÄSTNER
Weltweites Energieaufkommen lt. IAEA 1. 1. 2011
Fossile Energie: 67,5 %
Wasserkraft: 16,2 %
Kernenergie:13,5 %
Erneuerbare Energieformen: 2,8 %
Andere: 2,0 % Weltweiter Energieverbrauch 2011 lt. BP - World Energy Report
Erdöl: 33,3 % + Erdgas: 23,8 % + Kohle: 30,5 %
Wasserkraft: 6,5 %
Kernenergie: 4,9 %
Erneuerbare Energieformen: 1,6 %
Energieversorgung der OECD-Staaten lt. IAEA 2013
Fossile Energie: 81,3 %
Kernenergie:9,7 %
Erneuerbare Energieformen: 9,0 %
Österreichs Energieaufkommen 2012 lt. Statistik Austria
Öl: 35 % Kohle: 9,2 % Erneuerbare: 30 % Erdgas :22 % Brennbare Abfälle: 2,6 %
Österreichs Energieaufkommen 2013 Quelle: BMWFW "Energiestatus Österreich 2015"
Öl: 36,2 % Kohle: 9,7 % Erneuerbare: 31,6 % Erdgas :20,6 % Brennbare Abfälle: 1,9 %
Deutschlands Energieaufkommen 2015 lt. Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen www.ag-energiebilanzen.de
Öl: 34 % Kohle: 24,5 % Erneuerbare: 12,5 % Erdgas :21 % Sonstige: 2,6 %
Herkunft der EU-ENERGIEIMPORTE in % - 2013 Quelle: Eurostat
ERDÖL ERDGAS FESTE BRENNSTOFFE
Russland 35 Russland 30 Russland 26
Norwegen 12 Norwegen 28 Kolumbien 24
Saudi Arabien 8 Algerien 13 USA 18
Nigeria 6 Katar 11 Australien 9
Iran 6 Nigeria 5 Südafrika 8
Kasachstan 6 Ägypten 1 Indonesien 5
Aserbeidschan 5 Übrige 12 Übrige 10
Beginnen wir klein. Daher daheim. Im Nordosten Österreichs, im Weinviertel.
Dort erstrecken sich unter Weinbergen, Äckern und Wiesen große Öl- und Erdgasfelder. Ab 1942 wurde in diesem Gebiet mehr als die Hälfte der Erdölproduktion des "Großdeutschen Reiches" gefördert. Nach dem Krieg war das Weinviertel 10 Jahre sowjetische Besatzungszone. 10 Mio. Tonnen Erdöl hatten die Russen in diesem Zeitraum gewonnen, noch einmal soviel ließen sie sich als Ablöse für die Unterzeichnung des Staatsvertrags zusichern. Bis zur letzten Lieferung (1963) haben sie sich allerdings mit insgesamt 6,5 Mio. t zufrieden gegeben.
Mess- und Handelseinheiten:
1 Barrel = 159 Liter = 0,136 t 1 Tonne = 7,33 Barrel = 1.160 Liter = 1,16 m³ 1 Barrel/Tag = 50 t/Jahr
2016 wurden in Ö 0,81 t Mio. t (inkl. 56.769 t NLG ) Rohöl gefördert, das entspricht 8,4 % des österreichischen Bedarfs. Die Vorräte (31. 12. 16: 6,5 Mio. t) wären in 8 Jahren aufgebraucht.
1 Barrel Weinviertler Erdöl kostet die OMV 11 Dollar. In diesem Preis sind die Förderkosten, Abschreibungen und der an die Republik abzuliefernde Förderzins enthalten.
Das seit 1949 genutzte "Feld Matzen" (Niederösterreich) ist das größte Ölfeld Kontinentaleuropas. Durch die ständige Weiterentwicklung der Fördertechniken liefert es auch heute noch aus insgesamt 244 Lagerstätten Erdöl.
Von den ursprünglich vorhandenen 500 Millionen Barrel sind heute noch 350 Millionen vorhanden. Damit ist die nach herkömmlichen Methoden förderbare Menge von einem Drittel des Vorkommens fast erreicht. Dank innovativer Fördertechniken kann die OMV eine Lagerstätte zu 45 % ausbeuten. Das bedeutet, weitere 25 Jahre Förderbetrieb.
Von 10 Aufschlussbohrungen nach Öl oder Gas sind bei der OMV 5 bis 7 erfolgreich, die hauptsächlich Gas fördernde RAG (im Besitz von EVN, E.ON + Ruhrgas, Salzburg AG) brachte 2011 7 Aufschlussbohrungen nieder.
OMV AG - Konzern
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Umsatzerlöse 368 275 339 381 439 416 459 381 455 25.542 17.917 23.323 34.053 42.649 42.415 35.913 22.527 19.260
Betriebserfolg 136 67 105 125 113 99 104 61 101 2.339 1.409 2.334 2.473 3.104 2.717 969 -2.006 -457
Jahresüberschuss 108 49 80 86 82 60 77 55 87 1.528 716 1.214 1.572 1.790 1.729 527 -1.255 -183
Bilanzgewinn 87 40 64 75 70 60 35 35 38 572 921 1.063 1.363 1.162 357
Österreichs Rohöleinfuhren in Mio. Tonnen Quelle: Mineralöljahresbericht(e)
6,19 7,51 8,26 7,68 7,31 7,86 8,29 7,82 7,56 7,84 7,69 7,60 7,94 7,43 6,77 7,24 7,40 7,78 7,51 8,11 7,21
Die wichtigsten Erdöllieferanten -
Österreichs in Mio. t
Deutschlands in Mio. t
Algerien 1,5 Russland 2,2 Kasachstan 1,8 Kasachstan 2 Russland 33,9 31,4 36,0
Libyen 1,3 Kasachstan 1,6 Libyen 1,6 Libyen 0,9 Norwegen 8,8 10,9 11,2
Nigeria 1,0 Nigeria 1,2 Nigeria 0,75 Russland 0,9 Großbritannien 13,1 9,5 9,2
Sowjetunion 0,7 Saudi Arabien 1,1 Russland 0,68 Irak 0,8 Nigeria Kasachst. 8,1 7,1 8,4
Quellen: Statistik Austria, Fachverband der Mineralölindustrie Österreichs , ÖMV, Mineralölwirtschaftsverband www.mwv.de
2007 importierte
Ö 7,6 Mio. t Rohöl aus 16 Staaten und 7,1 Mio. t Fertigprodukte (hauptsächlich Benzin und Diesel)
D 106,7 Mio. t Rohöl und 28,6 Mio. t Fertigprodukte
CH 11,4 Mio. t Rohöl
2008 importierte
Ö 7,9 Mio. t Rohöl aus 16 Staaten und 6,7 Mio. t Fertigprodukte (Benzin, Diesel, Heizöl, Bitumen, ...)
D 105,2 Mio. t Rohöl und 34,6 Mio. t Fertigprodukte
CH 12,2 Mio. t Rohöl
2009 importierte
Ö 7,4 Mio. t Rohöl aus 17 Staaten und 6,2 Mio. t Fertigprodukte aus D, I, SK (Benzin, Diesel, Heizöl, ...)
D 98,1 Mio. t Rohöl und 32,7 Mio. t Fertigprodukte
CH 11,7 Mio. t Rohöl
2010 importierte
Ö 6,77 Mio. t Rohöl aus 16 Staaten und 6,9 Mio. t Fertigprodukte aus D, I, SK (Benzin, Diesel, Heizöl, ...)
D 93 Mio. t Rohöl und 35,3 Mio. t Fertigprodukte
CH 12 Mio. t Rohöl (davon 75 % aus Aserbeidschan)
2011 importierte
Ö 7,25 Mio. t Rohöl aus 15 Staaten und 6,9 Mio. t Fertigprodukte aus D, I, SK (Benzin, Diesel, Heizöl, ...)
D 90,5 Mio. t Rohöl und 32,9 Mio. t Fertigprodukte
CH 11,483 Mio. t Rohöl + Erdölprodukte
2012 importierte
Ö 7,42 Mio. t Rohöl aus 19 Staaten und 6,9 Mio. t Fertigprodukte aus D, I, SK (Benzin, Diesel, Heizöl, ...)
D 93,2 Mio. t Rohöl und 32,263 Mio. t Fertigprodukte
CH 11,7 Mio. t Rohöl + Erdölprodukte
2013 importierte
Ö 7,78 Mio. t Rohöl aus 17 Staaten und 6,2 Mio. t Fertigprodukte
D 90,5 Mio. t Rohöl und 37,650 Mio. t Fertigprodukte
CH 11,9 Mio. t Rohöl + Erdölprodukte
2014 importierte
Ö 7,51 Mio. t Rohöl aus 17 Staaten und 6,02 Mio. t Fertigprodukte
D 89,4 Mio. t Rohöl und 37,040 Mio. t Fertigprodukte
2015 importierte
Ö 8,11 Mio. t Rohöl aus 18 Staaten und 6,02 Mio. t Fertigprodukte
D 91,3 Mio. t Rohöl und 37,40 Mio. t Fertigprodukte www.ag-energiebilanzen.de
2016 importierte
Ö 7,21 Mio. t Rohöl aus 17 Staaten und 6,2 Mio. t Fertigprodukte
D 91,2 Mio. t Rohöl und 38,70 Mio. t Fertigprodukte www.mwv.de
Mit dem ERDÖLBEVORRATUNGSGESETZ 2012 (78. Bundesgesetz über die Haltung von Mindestvorräten an Erdöl und Erdölprodukten) trifft Österreich Vorsorge um Lieferengpässe aus politischen Gründen oder wegen technischer Problemen ohne wirtschaftlichen Schaden zu überbrücken:
78. Bundesgesetz über die Haltung von Mindestvorräten an Erdöl und Erdölprodukten
§ 4.(1) Importeure von Erdöl, Erdölprodukten, Biokraftstoffen oder Rohstoffen zur direkten Erzeugung von Biokraftstoffen haben nach Maßgabe der Bestimmungen dieses Bundesgesetzes Pflichtnotstandsreserven zu halten (Vorratspflichtige). Sofern es sich um Importeure mit dem Sitz in einem Drittland oder in einem anderen EU-Mitgliedstaat handelt, ist der erste inländische Warenempfänger vorratspflichtig.
(2) Das Befördern von Treibstoffen, die im Hauptbehälter von Fahrzeugen oder deren Reservebehältern eingeführt werden, stellt keinen Export im Sinne des § 3 ..... dar.
§ 5.(1) Vorratspflichtige haben ab 1. April jeden Jahres (Beginn einer Bevorratungsperiode) je 25 % des Importes an Erdöl und den einzelnen Erdölprodukten sowie Biokraftstoffen und Rohstoffen zu direkten Erzeugung von Biokraftstoffen im vorangegangenen Kalenderjahr (Vorjahresimport) als Pflichtnotstandsreserven im Inland zu halten. ...
§ 7.(1) Die Vorratspflicht kann nach Wahl des Vorratspflichtigen auf folgende Weise erfüllt werden:
1. durch Haltung von Pflichtnotstandsreserven durch den Vorratspflichtigen;
2. durch gemeinsame Haltung von Pflichtnotstandsreserven durch zwei od. mehrere Vorratspflichtige;
3. durch privatrechtlichen Vertrag, der den Vertragspartner verpflichtet eine bestimmte Menge an Erdöl od. Erdölprodukten, Biokraftstoffen od. Rohstoffen zur direkten Erzeugung von Biokraftstoffen zur Verfügung zu halten, wobei sich diese Mengen entweder im Eigentum des Vorratspflichtigen oder des Vertragspartners befinden müssen;
4. durch Übernahme der Vorratspflicht durch Lagerhalter gem. § 8. siehe Inserat weiter unten
§ 9.(1) Als zentrale Bevorratungsstelle (ZBS) wird die Erdöl-Lagergesellschaft m. b. H. eingerichtet. ... Für die ZBS gelten folgende zusätzliche Bestimmungen:
1. Die ZBS muss eine Kapitalgesellschaft mit Sitz in Österreich sein, deren Unternehmensgegenstand die Übernahme der Vorratspflicht nach diesem Bundesgesetz ist. ...
2. Die ZBS darf keine Geschäfte betreiben, die nicht unmittelbar oder mittelbar dem Unternehmensgegenstand dienen.
3. Die ZBS hat bei der Standortwahl der Lager regionale Versorgungsgesichtspunkte zu berücksichtigen. ...
§ 12.(1) Wer Erdöl oder Erdölprodukten sowie Biokraftstoffen oder Rohstoffen zu direkten Erzeugung von Biokraftstoffen ... zu importieren beabsichtigt, hat vor der Aufnahme einer solchen Tätigkeit dies dem Bundesminister für Wirtschaft, Familie und Jugend schriftlich zu melden. ...
§ 14.(1) Die Pflichtnotstandsreserven sind so zu lagern, dass die Beschaffenheit der gelagerten Energieträger erhalten bleibt. ...
§ 23.(1) Der Bundesminister für Wirtschaft, Familie und Jugend kann den Stand der Pflichtnotstandsreserven, deren Beschaffenheit sowie die Beschaffenheit und Ausstattung der Lager jederzeit während der üblichen Geschäftszeiten überprüfen. ....
§ 24.(1) Sofern die Tat nicht den Tatbestand einer in die Zuständigkeit der Gerichte fallenden strafbaren Handlung bildet, begeht eine Verwaltungsübertretung, wer seiner Vorratspflicht nach § 4 nicht nachkommt, und ist von der Bezirksverwaltungsbehörde mit Geldstrafen bis zu 58.120 Euro, im Fall ihrer Uneinbringlichkeit mit einer Ersatzfreiheitsstrafe bis zu sechs Monaten zu bestrafen und für den Fall der fahrlässigen Begehung mit Geldstrafe bis zu 29.060 Euro, im Fall ihrer Uneinbringlichkeit mit einer Ersatzfreiheitsstrafe bis zu drei Monaten zu bestrafen. ...
§ 28.(1) Zur Sicherstellung der Elektrizitätsversorgung haben Betreiber von mit fossilen Brennstoffen befeuerten Kraftwerken Brennstoffvorräte in einem Umfang zu halten, der es jederzeit ermöglicht, die Lieferung elektrischer Energie im Umfang der Engpassleistung für die Dauer von 30 Tagen fortzusetzen oder den Eigenbedarf zu decken. ....
Die Vorratspflichtigen können ihre Verpflichtung an einen Lagerhalter weiter geben (§ 7 Abs. 1 Z. 4). Was das kosten kann ist in folgenden Inseraten der Erdöl-Lagergesellschaft m. b. H. - geschaltet im Amtsblatt der WZ vom 25. 1. 2014 + 23. 1. 2015 + 26. 1. 2017 - aufgelistet:
Strategische Erdölreserven in Mio. t / Reserven in Tagen bei Ausfall der Importe
Quelle: OECD Reserven Tage Reserven Tage
USA 212 173 Italien 20 126
Japan 79 168 Spanien 18 109
Deutschland 37 140 Kanada 15 Exporteur
Südkorea 25 220 Niederlande 13 136
Frankreich 22 102 GB 12 268
Wie im Kleinen, so im Großen: Politische und militärische Auseinandersetzungen haben auch immer wirtschaftliche Interessen als Auslöser oder Hintergrund. Das Ziel des Afrikafeldzugs der Achsenmächte war das Erreichen der arabischen Ölfelder und des Suezkanals.
Sicherung der Transportwege und ungehinderter Zugriff auf die Energievorräte des Nahen Ostens sind in den letzten Jahrzehnten wichtige politische Ziele der westlichen Industrienationen. Ein kleiner Krieg scheint da allemal vertretbar. Siehe Golfkrieg.
Das einzige, über einen längeren Zeitraum halbwegs funktionierende Rohstoffkartell ist die OPEC. Zu Spitzenzeiten kamen zwei Drittel des international gehandelten Erdöls kommen aus den OPEC-Staaten.
Schieferöl aus Nordamerika und Eigeninteressen der einzelnen Mitglieder lassen den Einfluss der Organisation schwinden. Saudi Arabien, Katar die VAR und Kuwait produzieren auf Rekordniveau, Venezuela, Algerien und Angola finanzieren ihr Budget fast zur Gänze aus den Öleinnahmen, sind daher an hohen Preisen interessiert.
Stand 17. 10. 13
Die OPEC wurde am 14. September 1960 in Bagdad (Irak) von fünf Staaten (Irak, Iran, Kuwait, Saudi-Arabien und Venezuela) gegründet. Bis September 1965 war ihr Sitz in Genf, danach und
bis heute in Wien. [Die Jahresmiete der OPEC-Residenz wird je zur Hälfte von der Gemeinde Wien und der Republik Österreich getragen. 2010 zahlte Wien 890.115 €, 2011 999.173,40 €, 2012 1.034.658,96 €, 2013 waren 1.062.699,44 €, 2014 1.120.000 €, 2015 RA 1.095.369 €, 2016 1.158.000 €, 2017 1.130.000 €, budgetiert. Haushaltsstelle 1/0690/750]
Koordinierung der Erdölpolitik in den Förderstaaten
Stabilisierung der Weltmarktpreise durch Regulierung der Fördermengen
"faire Erträge" für Investoren in die Erdölindustrie
In den letzten Jahren haben einzelne OPEC-Mitglieder versucht, durch Androhung einer Reduzierung der Fördermengen politische Ziele durchzusetzen.
Das klappt nicht immer, weil es einigen Mitgliedern an der Förderdisziplin mangelt. Besonders locker nehmen es Venezuela und der Iran. Libyen, Algerien und Ecuador halten ihre Förderquoten eher nur verbal ein; Nigeria und Angola sind froh, wenn sie es schaffen, die ihnen erlaubten Mengen zu fördern. Für den Irak sind keine Quoten festgelegt.
Mitgliedstaaten sind Algerien, Indonesien¹, Irak, Iran, Katar, Kuwait, Libyen, Nigeria, Saudi-Arabien, Vereinigte Arabische Emirate, Venezuela, Ecuador und Angola (seit 1. 1. 2007).
In halbjährlichen Abständen hält die OPEC eine Konferenz ab, an der die Erdöl- und Finanzminister der Mitgliedstaaten teilnehmen. Dabei gefasste - oder ausbleibende - Beschlüsse haben unmittelbare Auswirkungen auf den Erdölpreis. Dieser wird in US-Dollar pro Tonne oder Barrel (Fass mit 159 Liter) angegeben.
Die OPEC-Staaten produzieren zusammen ~42 % des weltweit geförderten Erdöls und verfügen über 71,5 % der von der EIA mit 171 Mrd. t bezifferten Weltreserven. (Stand 1. 1. 17 Quellen: Internationale Energieagentur IEA; US-Behörde Energy Information Administration EIA).
Europa bezieht 38 % seines Erdöls aus OPEC-Staaten. Stand 1/2011
Bei einer Blockade folgender Seewege fallen pro Tag ... Prozent des Weltölhandels aus:
Straße von Hormuz 20 % (Das waren 2011 im Durchschnitt 17 Mio. Fass Rohöl pro Tag. Durch die Meerenge zwischen Oman und Iran müssen Tanker, die Öl aus Iran, Irak, Kuwait, VAR und Saudi-Arabien transportieren.)
Straße von Malakka 13 %
Bab el Mandeb (Golf von Aden) 3 %
Bosporus 3 %
Suezkanal 2 %
Panamakanal 1 %
¹Anfang 2005 wurde Indonesien Erdölimportland und verließ im Juni 2009 die OPEC.
Multinationale Konzerne haben sich die Erdöl-Förderrechte in den wichtigsten Förderstaaten gesichert. Dafür müssen sie Förderzins bezahlen, der die Haupteinnahmequelle des Staatshaushalts der OPEC-Mitglieder darstellt.
1966 bezifferte die Firma Shell die globalen Erdölreserven mit 48 Milliarden Tonnen. Hätte diese Zahl gestimmt, gäbe es seit 20 Jahren kein Erdöl.
2009 betrug der Jahres- Weltbedarf 3,82 Mrd. Tonnen (2008: 3,93 Mrd. Tonnen). Laufend werden neue Vorkommen entdeckt, so dass derzeitige Prognosen von Vorräten bis mindestens 2055 sprechen - vorausgesetzt, es werden keine zusätzlichen Lagerstätten entdeckt und der Verbrauch bleibt auf gleichem Niveau.
Die bestätigten, wirtschaftlich gewinnbaren Ölreserven betrugen zum 31. 12. 09 185 Mrd. t.
Bei unverändertem Weltverbrauch reicht diese Menge noch für 46 Jahre sollte. Mineralölbericht 2009
Im Jahr 2010 stiegen die globalen Erdölreserven um 8,5 %. Die größte Zunahme - +113 % - verzeichnete Venezuela. Damit besitzt es hinter Saudi Arabien die zweitgrößten Vorkommen.
Wenn Saudi Arabien die aktuelle Produktionsmenge beibehält, reichen seine Reserven noch 80 Jahre, ohne dass eine neue Quelle angezapft werden müsste. Oil & Gas Journal Feb. 2011
Aber wer weiß schon, wie die Welt in 50 Jahren aussehen wird und was die Technik bis dahin ermöglicht.
Wobei, es gibt auch Stimmen, welche die Erdölzukunft ganz anders sehen. Colin Campell, ein Geologe, der für BP und Amoco Erdölfelder erschlossen hat, ist eine davon. Seiner Meinung nach wird die Erdölförderung 2010 den absoluten Höhepunkt erreichen, bis zu diesem Zeitpunkt wird die Hälfte aller Erdölvorkommen verbraucht sein. Der Bedarf wird jedoch weiterhin steigen.
Großen Einfluss auf die zeitliche Reichweite der Versorgung mit Erdöl werden die ständigen Verbesserungen der Fördertechniken haben. Häufig verbleiben aus technischen Gründen mehr als die Hälfte des Vorkommens in der Lagerstätte. Könnte die Ausbeute auf 60 % erhöht werden würde das den Zeithorizont um einige Jahre verlängern. Auch ohne Entdeckung neuer Lagerstätten.
2012 schätzte BP die globalen Erdölreserven auf 235,8 Mrd. t - gegenüber 2002 ein Plus von20 %(!). Bei gleich bleibendem Verbrauch reichen die Vorräte noch 57 Jahre.
2013 bezifferte BP die globalen Erdölreserven auf 238,2 Mrd. t. Bei gleich bleibendem Verbrauch (Förderung 2013: 4,126 Mrd. t / Verbrauch: 4,209 Mrd. t) reichen die Vorräte noch 58 Jahre.
2015 bezifferte BP die globalen Erdölreserven auf 239,4 Mrd. t. Bei gleich bleibendem Verbrauch (Förderung 2015: 4,361 Mrd. t / Verbrauch: 4,331 Mrd. t) reichen die Vorräte noch 55 Jahre. Quelle: BP Statistical Review 2016
2016 bezifferte BP die globalen Erdölreserven auf 241 Mrd. t. Bei gleich bleibendem Verbrauch (Förderung 2016: 4,382 Mrd. t / Verbrauch: 4,418 Mrd. t) reichen die Vorräte noch 55 Jahre. Quelle: BP Statistical Review 2017
Das CIA World Factbook (https://www.cia.gov/library/publications/the-world-factbook/) veröffentlichte im Frühjahr 2011 eine Reihung der Staaten mit den größten Ölreserven (inkl. Ölschiefervorkommen) und bezifferte deren Wert, wobei man von einem Preis von 112 $ je Barrel ausging:
STAAT RESERVEN
in Mrd. Barrel LAGERWERT
in Bio. $ STAAT RESERVEN
Saudi Arabien 264,6 29,75 Libyen 47,0 5,3
Kanada 175,2 19,70 Nigeria 37,5 4,2
Iran 175,2 19,70 Kasachstan 30,0 3,4
Irak 115,0 12,90 Qatar 25,4 2,9
Kuwait 104,0 11,70 China 20,3 2,3
VAR 97,8 11,00 USA 19,1* 2,1
Venezuela 97,7 11,00 Angola 13,5 1,5
Russland 74,2 8,30
*Das US-Energieministerium beziffert die Öl-Vorkommen (in Schiefergestein) mit 6 Bio. Tonnen wovon 1,5 Bio. t bis 2 Bio. t wirtschaftlich nutzbar sind. Damit betragen die US-Vorräte ein Fünffaches jener von Saudi Arabien!
Im Juli 2011 lieferte die OPEC ihre Version der Staaten mit den größten Erdölreserven (ohne Ölschiefer):
in Mrd. Barrel STAAT RESERVEN
in Mrd. Barrel
Venezuela 296,5 Qatar 25,4 Aserbaidschan 7,0
Saudi Arabien 264,6 USA 19,1 Sudan 6,7
Iran 151,2 China 18,0 Indien 5,8
Irak 143,1 Brasilien 12,8 Malaysia 5,5
Kuwait 101,5 Algerien 12,2 Oman 5,5
Russland 79,4 Mexiko 11,7 Kanada 4,9
Libyen 47,0 Angola 9,5 Vietnam 4,7
Kasachstan 39,8 Ecuador 7,2 Ägypten 4,4
Nigeria 37,2 Norwegen 7,0
Australien 4,1
Angaben zu den wichtigsten Erdölproduzenten, ihren %-Anteil an der Weltproduktion und ihre nachgewiesenen Reserven (in Mrd. Barrel ohne Ölschiefer) lieferte die BP STATISTICAL REVIEW 2014. Weitere Quellen. IMF, CIA FACTBOOK
%-Anteil Reserven %-Anteil Reserven %-Anteil Reserven
Saudi Arabien 13,1 266 Irak 3,7 150 Angola 2,1 13
Russland 12,9 93 Kuwait 3,7 101 Kasachstan 2,0 30
USA 10,8 44 Mexiko 3,4 11 Katar 2,0 25
China 5,0 18 Venezuela 3,3 298 Norwegen 2,0 9
Kanada 4,7 174 Nigeria 2,7 37 Algerien 1,7 12
Iran 4,0 157 Brasilien 2,7 16 Libyen 1,1 48
VAE 4,0 98
Nach der ersten Ölkrise 1973/74, als eine Liefersperre der OPEC-Staaten den Rohölpreis auf das Dreifache steigen ließ (nach heutigem Wert auf 45 $ pro Fass), blieb der Preis lange Zeit auf diesem Niveau. Die islamische Revolution in Iran und der iranisch/irakische Krieg führten zu einem neuerlichen großen Preissprung. Nach heutiger Kaufkraft mussten pro Fass 90 US Dollar bezahlt werden. Hatten wir 2006 fast erreicht.
Am 21. November 2007 überschritt der WTI-Preis erstmals die 99-Dollar-Marke. 1 Fass WTI kostete 99,29 Dollar (1,48 $ = 1 €), während des 2. Jänner 2008 kurzfristig die 100-Dollar-Marke (1,47 $ = 1 €, 1£ = 1,98 $)
Die NZZ schrieb am 22. November:
Im April 1980 kostete das Fass $ 39,50, was gemäß Cambridge Energy Research Associates einem heutigen Preis von $ 99,04 entspricht. Die International Energy Agency hingegen errechnet einen teuerungsbereinigten Rekordpreis von 101,70.
Dazu kommt noch die gegenüber dem Dollar sehr günstige Wechselkursentwicklung des Euro. Inflation + Eurokurssteigerung berücksichtigt kostete 1 Barrel Brent 1985 knapp über 30 € und im Oktober 2007 25 €.
In der Tabelle sind die Preisspitzen bis 2000 im Fünf-Jahresrhythmus danach für jedes Jahr, bzw. in der letzten Spalte der bisher erreichte Tages-Höchstpreis des laufenden Jahres angeführt:
Rohölpreis in US-$ / Barrel Sorte: Brent
96 94 110
1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Allzeit-Höchststand am 11. Juli 2008: 147,50 $
Die Barrel-Preise dreier Ölsorten notieren an den Ölbörsen:
West Texas Intermediate (WTI), das qualitativ beste Erdöl, erzielt lange Zeit die höchsten Preise. Es ist besonders schwefelarm, wird nur in den USA (Börse: New York - NYMEX) gehandelt - [seit den Weltkriegen besteht ein Exportverbot für Erdöl, nur Raffinerieprodukte dürfen ausgeführt werden] - und ist daher für den europäischen Markt völlig bedeutungslos. Dennoch argumentierten die Ölkonzerne ihre Preisgestaltung in Europa - sobald es ihnen einen Vorteil brachte - mit dem WTI-Preis.
Lagerstand im Oktober 2014: 19 Mio. Barrel, im März 2015: 51,5 Mio. Barrel
Allzeithöchst (Börsenschluss) am 11. 7. 2008 mit 147,27 $. Stand 15. 9. 08 95,72 $ Stand 23. 6. 17 42,70 $*
DATED BRENT** (Handelsplatz Londoner Börse - ICE), das - ohne dessen Qualität zu erreichen - mehr oder weniger knapp über dem Preis der Sorte WTI notiert.
Seit 2010 ist Dated Brent teurer als WTI.
Börsenschluss 30. 11.2001 19,29 $ / 11. 7. 2008 147,50 $ Allzeithöchst / Stand 15. 9. 08 92,60 $ / Stand 23. 6. 17 45,22 $*
Das qualitativ schlechtere (hoher Schwefelgehalt), spezifisch schwerere, "saure" Dubai Fateh aus dem OPEC-Raum (Handelsplatz Dubai Mercantile Exchange - DME aber auch an der ICE)
*Preis am Spotmarkt zur sofortigen Lieferung
Zwischen dem Spotmarktpreis und dem Terminpreis gibt es mehrere Preisstufen, welche die Auslieferungsbedingungen und die unterschiedlichen Erdölqualitäten abbilden:
**DATED BRENT wird der Preis für die Nordsee-Sorten Brent, Forties, Oseberg und Ekofisk (BFOE) in den nächsten 21 Tagen ab Handelstag genannt.
FORWARD BRENT nennt man den Preis der o. a. Sorten für Lieferungen ab frühestens 21 Tagen bis zu neun Monaten.
Undurchsichtig ist die Festsetzung der Preise von Rohöl, Benzin, Biotreibstoffen, ... . Die Händler der Marktteilnehmer (Raffinerien, Großkunden, Fluglinien, ...) melden die Preise, die sie für Kontrakte bezahlen an "unabhängige" Preisagenturen (PLATTS, ARGUS MEDIA, ...). Ob die Preisangaben wirklich stimmen und wer welchen Preis gemeldet hat, bleibt geheim.
Weltweit werden etwa 130 Rohölsorten gefördert. Ihre Preisen richten sich nach dem Qualitätsunterschied zur leichten, schwefelarmen Sorte Brent (Dated Brent):
Nigeria, Angola, Kongo
Bonny Light, Brass River, EA, Escravos, Forcados, Qua Iboe, Gabinda, Hurgo, Nemba, N`Kossa
Urals, Sibirian Light, Azeri Light
Mittelmeer Sorten
Suez Blend, Algerian Light, Es Sider, Brega
GB + Norwegen
Brent, Forties, Oseberg, Ekofisk, Flotta, Foinaven, Gulfaks
Dar Blend (ist so dickflüssig, dass ein Transport nur in erhitztem Zustand möglich ist), Nile Blend
Vietnam + Australien
Cossak, Bach Ho, Minas
Arab Light, Burgan (Kuwait), Iranian Heavy, Iranian Light
Lediglich für Nord- und Südamerika ist der Preis der Sorte WTI maßgeblicher Referenzwert.
Bei großen Preisstürzen (zuletzt 2008 und 2014/15) hoffen die Händler auf steigende Preise bei Lieferungen zu einem späteren Zeitpunkt. Sie befüllen zuerst kostengünstige Lager am Festland, danach nutzen sie Tankschiffe als schwimmende Lager. Ein großes Tankschiff fasst 2 Mio. Barrel, täglich fallen etwa 100.000,- $ an Miete an.
RUSSLANDS ÖLFÖRDERER
ROSNEFT LUKOIL SURGUTNEFTEGAS
Geldwerte in Mrd. $ 2011 2013 2014 2015 2011 2013 2014 2011 2013 2014
Fördermenge Mio. Fass / T 2,4 4,2 5,1 1,8 2,2 2,3 1,2 1,2
Umsatz 92 151,4 146,9 76,8 133,7 141,5 144,2 25,9 25,6
Ergebnis EBITDA 22,9 30,5 29,0 18,9 16,7 16,0 11,5 9,6
Reingewinn 12,5 17,8 5,3 10,4 7,8 4,7 8,0 8,1
Kurs Feb 14: 1$ = 31 Rubel
GRÖSSTE VERBRAUCHER 2013 GRÖSSTE FÖRDERER 2013
STAAT in Mio. Barrel STAAT in Mio. Barrel
USA 831 Saudi Arabien 542
China 507 Russland 531
Japan 209 USA 446
Indien 175 China 208
Russland 153 Kanada 193
Saudi Arabien 135 Iran 166
Brasilien 133 VAE 166
Südkorea 108 Kuwait 151
Kanada 104 Mexiko 142
EU-ERDÖLIMPORTE aus 2013 EU-ERDGASIMPORTE aus 2013
STAAT in Prozent STAAT in Prozent
RUSSLAND 32 RUSSLAND 39
Norwegen 11 Norwegen 34
Saudi Arabien 9 Algerien 13
Nigeria 8 Katar 7
Kasachstan 6 Libyen 2
Libyen 6 Nigeria 2
Sonstige 28 Sonstige 2
Täglicher Ölbedarf 2011 weltweit: 89,5 Mio. Barrel
Täglicher Ölbedarf 2012 weltweit: 91 Mio. Barrel
Täglicher Ölbedarf 2014 weltweit: 92,4 Mio. Barrel
Täglicher Ölbedarf 2015 weltweit: 94,6 Mio. Barrel Tägliche Ölförderung 2015 weltweit: 96,4 Mio. Barrel
Am 30. 11. 2016 beschlossen die OPEC-Staaten ab 1. 1. 2017 eine Kürzung der Förderung um 1,2 Mio. Barrel auf 32,5 Mio. Barrel. Die Kürzung gilt für sechs Monate.
Weltverschwender Nr. 1 im Bereich Energie waren bis 2009 die USA. Bei Erdöl sind sie immer noch mit Abstand größter Verbraucher. Im Vergleich mit China (2009: 420 Mio. t) ist der US-Verbrauch doppelt so hoch.
Sie "konsumieren" jeweils mehr als ein Fünftel des Weltverbrauchs an Erdöl (US-Verbrauch 2009: 835 Mio. t) bzw. Erdgas. Die Öl-Eigenförderung beträgt 8,94 Mio. Fass pro Tag 2016, der tägliche Verbrauch 21 Mio. Fass, was einen Importanteil von ~65 % ergibt. 2009 förderten die USA mit 325 Mio. t nur noch 3/4 der Menge von 1990. Daher reagieren sie besonders sensibel auf jeden politischen Ausschlag in "ihren" Lieferstaaten:
Jeweils 12 % der Einfuhren kommen aus Saudi Arabien und Nigeria, Venezuela liefert 10 %, Angola 6 %, Irak 5 %, je 3 % werden aus Kolumbien, Ecuador und Algerien bezogen. 1/3 kommt aus "sicheren" Staaten (18 % aus Kanada, 15 % aus Mexiko). Die restlichen 13 % entfallen auf mehrere Staaten. Stand Ende 2005 Quelle: EIA
Im Sommer 2012 begann Shell mit Probebohrungen vor der Küste Alaskas. Auf dem dortigen Kontinentalschelf werden abbaubare Ölreserven von 26 Mrd. Barrel und Gasvorkommen von 3,7 Bio. m³ (132 Bio. Kubikfuß) vermutet.
Ein weiterer Lichtblick war die Entdeckung von Feldern im Golf von Mexiko im Jahr 2006. Die dort in 9000 m (!) Tiefe eingeschlossenen Ölmengen wurden auf 3 Mrd. bis 15 Mrd. Barrel geschätzt. Die Förderkosten auf ca. 40 $ pro Barrel.
30 $ bis 70 $ pro Barrel betragen die Kosten für die Gewinnung von Erdöl aus Schiefergestein (siehe auch Schiefergas). Die US-Vorräte (1,5 Bio. t) sind fünfmal größer als jene Saudi Arabiens (260 Mrd. t) 10/2011
[Zum Vergleich: Lukoil fördert in Sibirien zu durchschnittlichen Kosten von 2,5 $ pro Fass - Stand 2007
Die Förderkosten der weltweit größten privaten Ölkonzerne liegen zwischen 6 und 10 $ pro Barrel, inkl. Explorations-, Erschließungs-, Administrations- und Finanzierungskosten kostet das Barrel rund 30 $.Stand 12/2007]
Eine "stille" Reserve stellen erstens die schon vor Jahren "geschlossenen" alten Erdölfelder dar. Sie wurden nur zu 30 % ausgebeutet. Mit neuen Fördermethoden können ihnen noch beachtliche Mengen entnommen werden.
Zweitens bleibt noch die Hoffnung auf Aufhebung des 1982 vom Kongress beschlossenen Förderverbotes in 85 Prozent der amerikanischen Küstengewässer. In diesem Gebiet werden 20 Mrd. Barrel Erdöl und 2.500 Mrd. m3 Erdgas vermutet.
Das 1973 erlassene Ausfuhrverbot für US-Rohöl wurde im Dezember 2015 aufgehoben.
Täglicher Ölbedarf: 16 Mio. Barrel, die Hälfte davon wird importiert Juni 2014
Täglicher Ölbedarf: 18 Mio. Barrel, davon werden 7 Mio. Barrel importiert März 2015
Ölverbrauch 1965: 552 Mio. t Ölförderung 1965: 428 Mio. t
Ölverbrauch 2011: 834 Mio. t Ölförderung 2011: 352 Mio. t
Ölverbrauch 2013: 831 Mio. t Ölförderung 2013: 446 Mio. t
US-Energieaufkommen lt. IAEA 1. 1. 2011
Fossile Energie: 71 % Wasserkraft: 6,5 % Kernenergie:20 % Erneuerbare Energieformen: 3,4 %
Wichtigste Rohöllieferanten der USA 2011 in Mio. Barrel
Quelle: EIA, US-BEA
Kanada 805,6 Irak 167,9
Saudi-Arabien 433,0 Kolumbien 141,2
Mexiko 401,5 Angola 122,2
Venezuela 316,8 Russland 93,5
Nigeria 208,0 Brasilien
2010 förderte Kanada 3,1 Mio. Barrel / Tag
2011 förderte Kanada 2,8 Mio. Barrel / Tag davon 1,5 Mio. aus Ölsand.
2012 förderte Kanada 4 Mio. Barrel / Tag
2014 förderte Kanada 4,3 Mio. Barrel / Tag
2016 förderte Kanada 3,54 Mio. Barrel / Tag
Ölverbrauch 2013: 103 Mio. t Ölförderung 2013: 196 Mio. t Ölförderung 2014: 213 Mio. t
In Mexiko, 2003 noch fünftwichtigster Erdölproduzent, 2009 mit 148 Mio. t bereits an siebenter Stelle, gehen die Vorräte (12,9 Mrd. Barrel 2012) zur Neige. Bei einer täglichen Förderung von 2,55 Mio. Barrel 2012 (2004 waren es noch 3,8 / 2008 3,2) geht die Hälfte in den Export. Die Vorräte in den erschlossenen Lagerstätten gehen rasch zur Neige. Bei unveränderter Förderung wird Mexiko spätestens 2021 zum Ölimporteur.
Geschätzte 30 Mrd. Barrel sollen vor der Küste in mindestens 500 Metern Tiefe lagern. Eine Sondierungsbohrung nach diesem Schatz kostet 150 Mio. $ und hat eine Trefferwahrscheinlichkeit von 15 %.
40 % der Staatseinnahmen Mexikos stammen aus den Abgaben der staatlichen Erdölgesellschaft PEMEX (führt 60 % seiner Einnahmen als Steuern ab. 2006 zahlte PEMEX 54 Mrd. $ an den Staat, 2012 trug PEMEX mit 53 Mrd. $ rund ein Drittel zum Staatshaushalt bei.
2012 förderte Mexiko 2,55 Mio. Barrel / Tag
2014 förderte Mexiko 2,7 Mio. Barrel / Tag
Norwegen, siebtgrößter Öl- und zweitgrößter Erdgasexporteur, hat neue Reserven entdeckt. 200 km vor der norwegischen Küste fand der Ölkonzern Statoil in der Barentsee ein Feld mit rund 500 Mio. Barrel Öläquivalenten. In Öläquivalenten wird der Energiegehalt einer Fundstätte angegeben, da neben Erdöl immer auch Erdgas vorhanden ist. Quelle: Handelsblatt 4. 4. 11
Im August 2011 informierte Statoil über einen weiteren Fund. In den beiden Feldern "Aldous" und "Avaldsnes" liegen förderbare Reserven zwischen 0,5 bis 1,2 Mrd. Barrel. Im Oktober revidierte Statoil die Schätzungen für "Aldous" auf 900 Mio. bis 1,5 Mrd. Barrel.
Nächste Erfolgsmeldung im August 2012. 200 km westlich vor Stavanger findet Statoil das Feld "Geitungen", das 140 bis 270 Mio. Barrel Öl und Gas enthalten soll. 40 % des Feldes gehören Statoil, 30 % Petoro, 20 % Det Norske Oljeselskap (alle Norwegen), 10 % Lundin (Schweden). Quelle: Handelsblatt 28. 8. 12
2013 förderte Norwegen 82,6 Mio. t
Großbritannien förderte 2014 täglich 1,4 Mio. Fass Erdöläquivalente (im Jahr 2000: 4,5 Mio. Fass) und deckt damit nur noch 2/3 seines Bedarfs. 2015 beliefen sich die Förderkosten je Barrel auf 17 Pfund.
2013 förderte GB 38,6 Mio. t
Weit besser steht der Iran da. Bei gleich bleibendem Verbrauch langen seine Ölvorräte noch für 90 Jahre, bei Erdgas sieht es mit 220 Jahren noch besser aus. Stand Juli 2007
Knapp10 % der Tagesförderung von 4,2 Mio. Barrel bezieht Indien, das 2010 dafür 12 Mrd. $ bezahlte. Handelsb. 5. 1. 11
Ein Jahr später förderte das Land 3,615 Mio. Barrel / Tag, Hauptabnehmer ist China mit täglich 0,55 Mio. Barrel.
Es folgen Japan (0,327 Mio.), Indien (0,31 Mio.), Rest-Asien (0,24 Mio.), Südkorea (0,228 Mio.), Türkei (0,20 Mio.), Italien (0,185 Mio.), Spanien (0,161 Mio.), Griechenland (0,103 Mio.), Südafrika (0,08 Mio.). Quelle: EIA Feb. 12
Sanktionen des Westens ließen die Exporte von 2,5 Mio. Barrel / Tag (2012) zunächst auf 1,26 Mio. Barrel / Tag (Sep. 2013) und schließlich auf 0,715 Mio. Barrel / Tag (Okt.. 2013) abstürzen. Quelle: EIA
Die Tagesproduktion lag vor den Sanktionen bei 3,5 Mio. Barrel / Tag (2012), im Oktober 13 wurden 2,7 Mio. Barrel / Tag gefördert. Quelle: JBC Energy
2016 wurden 3,89 Mio. Barrel / Tag gefördert
2013 förderte Iran 152,7 Mio. t
Saudi Arabien erwirtschaftet 50 bis 60 Prozent seines BIP aus dem Verkauf von Erdöl. Von den Gesamtexporten entfallen 85 % auf Erdöl. 9 bis 10 Mio. Fass werden täglich gefördert, in Krisenfällen kann die Förderung auf 12,5 Mio. gesteigert werden.
2010 gingen 57 % des saudischen Öls in den Fernen Osten, 14 % in die USA, 4 % nach Europa.
2010 förderte Saudi Arabien 10 Mio., 2012 12 Mio. Barrel / Tag, Barrel / Tag, 2012 12 Mio. Barrel / Tag, 2014 11,5 Mio. Barrel / Tag, 2016 10,4 Mio. Barrel / Tag
2013 förderte Saudi Arabien 536,6 Mio. t
90 % der Exporteinnahmen und 80 % der Steuereinnahmen Saudi Arabiens stammen aus Ölverkäufen.
China, der fünftgrößte Erdölproduzent der Welt, verbrauchte im Sommer 2008 fast 10 % der täglichen Weltförderung (>8 von weltweit 85 Mio. Barrel ); die Lieferanten waren: 675.000 Barrel aus Angola, 656.000 aus Saudiarabien, 433.000 aus Iran, 285.000 aus Oman, 252.000 aus Russland, 216.000 aus dem Sudan, 200.000 aus Venezuela, 109.000 aus Kasachstan, 97.000 aus Libyen, 95.000 aus dem Kongo, 628.000 aus anderen Staaten. Quelle: Rohstoffreport
Bis 1995 noch Selbstversorger, musste es 2003 91 Mio. t importieren. Das entsprach 37 % seines Gesamtbedarfs. 2004 betrugen die Einfuhren schon 110 Mio. t bzw. 2,5 Mio. Fass pro Tag, das entsprach schon 40 % seines Verbrauchs. Damit war China innerhalb von nur zehn Jahren zum zweitgrößten Importeur geworden. 2006 waren schon 7 Mio., 2007 sogar 7,6 Mio. Fass erforderlich um den täglichen Bedarf zu decken. 2009 musste China 230 Mio. t Erdöl einführen.
2009 förderte China 190 Mio. t selbst - womit es seinen Bedarf zu knapp 45 % decken konnte. Offiziell werden die wirtschaftlich nutzbaren Reserven mit 2,04 Milliarden Tonnen (= 14,9 Mrd. Fass) beziffert.
2010 förderte China 4,1 Mio. Barrel / Tag, 2012 4 Mio. Barrel / Tag, 2016 4,03 Mio. Barrel / Tag
2013 förderte China 210,8 Mio. t
2009 war China erstmals mit 2.252 Mio. t Erdöleinheiten weltweit der größte Energieverbraucher vor den USA mit 2.170 Mio. t.
2010 verbrauchte China 20 % des weltweiten Energieaufkommens. An zweiter Stelle folgen die USA mit 19 %.
Chinas Energieaufkommen 2013 lt. BP Statistical Review of World Energy 2014
Kohle: 67 % Erdöl: 18 % Erdgas: 5 % Wasserkraft: 7 % Kernenergie:1 % Erneuerbare Energieformen: 2 %
Japan, mit einem Tagesbedarf von 5 Mio. Fass der drittgrößte Erdölverbraucher, fördert aus 145 eigenen Quellen täglich wenig beeindruckende 19.000 Fass. Stand: 2010
Ein Territorialstreit mit China um die Gewässer rund um die Senkaku-Inseln (chinesische Bezeichnung: Diaoyu-Inseln), in denen große Erdöl- und Erdgasvorkommen vermutet werden, ist aufrecht.
Russland förderte 2004 450 Mio. t (2003: 421 Mio. t) und war weltgrößter Produzent (vor Saudi Arabien). Mit einer Exportmenge von 260 Millionen Tonnen lag Russland an zweiter Stelle (hinter Saudi Arabien) der Weltrangliste.
2006 steigerte Russland die Erdölförderung auf 485 Mio. t, davon verbrauchte es für den Eigenbedarf 136 Mio. t.
Seit 2011 wird China mit 300.000 Barrel / Tag über die ESPO-Pipeline (Länge: 4.000 km Kosten: 25 Mrd. $) versorgt.
Russland hat die EU an der Energiegurgel. Es liefert 36,4 % aller EU-Rohölimporte und 36,7 % aller EU-Gasimporte. Quelle: Directorate General Energy and Transport 2005
2013 förderte Russland 10,5 Mio. Barrel / Tag (524 Mio. t / Jahr), kein anderer Ölproduzent erreichte diesen Wert. Täglich wurden ~7,5 Mio. Barrel (bpd) exportiert. Im November 2013 wurde mit 10,6 Mio. Barrel / Tag ein Höchststand erreicht.
2014 förderte Russland 10,58 Mio. Barrel / Tag (527 Mio. t / Jahr)
2015 förderte Russland 10,7 Mio. Barrel / Tag
2016 förderte Russland 10,43 Mio. Barrel / Tag
Kasachstan förderte 2012 79 Mio. t (1,6 Mio. Fass / Tag 2014) und will die Produktion bis 2018 auf 110 Mio. t / Jahr erhöhen.
Am 11. 9. 2013 begann die Förderung auf dem Offshore-Feld Kaschagan. Die förderbaren Reserven des Feldes werden auf 13 Mrd. Barrel geschätzt. In der Anfangsphase werden 180.000 Fass pro Tag gefördert, ab 2015 370.000. Die Aufschließung des Feldes dauerte 13 Jahre, das Betreiberkonsortium (Eni, Total, Shell, ...) musste ~50 Mrd. $ investieren.
2013 förderte Kasachstan 81,8 Mio. t
Deutschland fördert aus nationalen Quellen 2,6 Mio. t / Jahr 2013. Die Reserven betragen 32 Mio. t 2013. Deutschlands Rohölimporte kamen 2013 zu 34 % aus Russland.
Deutschlands Stromerzeugung Quellen: www.bundesnetzagentur.de www.kernenergie.de www.ag-energiebilanzen.de www.bdew.de
2000: Braunkohle: 25,7 % Steinkohle: 24,8 % Erdgas: 8,5 % Kernenergie: 29,5 % Erneuerbare Energieformen: 6,6 % Übrige: 4,9 %
2013: Braunkohle: 25,8 % Steinkohle: 19,7 % Erdgas: 10,5 % Kernenergie: 15,4 % Erneuerbare Energieformen: 23,4 % Übrige: 5 %
2014: Braunkohle: 25,4 % Steinkohle: 17,8 % Erdgas: 9,4 % Kernenergie: 15,8 % Erneuerbare Energieformen: 26,2 % Übrige: 4,4 %
2015: Braunkohle: 24,0 % Steinkohle: 18,3 % Erdgas: 9,4 % Kernenergie: 14,2 % Erneuerbare Energieformen: 29,0 % Übrige: 5,1 %
2016: Braunkohle: 23,0 % Steinkohle: 17,0 % Erdgas: 12 % Kernenergie: 13,0 % Erneuerbare Energieformen: 30,0 % (gerundet; davon 12 % Windkraft; 3 % Wasserkraft; 8 % Biomasse; 6 % Photovoltaik) Übrige: 5 %
AFRIKAs nachgewiesene Ölreserven werden mit 132,1 Mrd. Barrel beziffert. Afrikanisches Tiefseeöl ist leicht und schwefelarm.
Verteilung: Libyen 46,4 Mrd. Barrel; Nigeria 46,4 Mrd. Barrel; Angola 13,5 Mrd. Barrel; Algerien 12,2 Mrd. Barrel; Sudan 6,7 Mrd. Barrel; Ägypten 4,5 Mrd. Barrel; Gabun 3,7 Mrd. Barrel; Kongo 1,9 Mrd. Barrel; Äquatorial Guinea 1,7 Mrd. Barrel. Quelle: BP 2011
Im Golf von Guinea werden Vorkommen von mehr als 70 Mrd. Barrel vermutet. Dazu gehört das bereits genutzte Feld Jubilee1 vor der ghanesischen Küste mit geschätzten 1,8 Mrd. Barrel.
Nigeria ist der größte afrikanische Erdölproduzent (2001: 110 Mio. t/J, 2005: 125 Mio. t/J, 2009: 106 Mio. t/J, 2013: 98/Mio. t/J). Sofern nicht die Guerilla im Nigerdelta Erdölarbeiter entführt, Pipelines zerstört oder Förderanlagen angreift. Dann setzt sich Angola an die Spitze (2009: 88/Mio. t/J, 2013: 98/Mio. t/J).
Im Dezember 2010 nahm Ghana seine Erdölproduktion auf. Aus dem vor der Küste gelegenen Feld Jubilee 1 wurden täglich 120.000 Barrel gefördert. 2013 sollen es 250.000 Barrel sein. Der Nachbarstaat
Elfenbeinküste bringt es nur auf täglich 60.000 Barrel.
Ägypten fördert 750.000 Barrel / Tag (Gestehungskosten: 30 bis 40 $ pro Barrel 10/2013), kann damit aber seinen Eigenbedarf nicht decken.
Durch die Sumed-Pipeline (Rotes Meer zum Mittelmeer) fließen täglich 2,5 Mio. Barrel weitere 2,2 Mio. Barrel werden täglich durch den Suezkanal transportiert.
2013 förderte Ägypten 34,6 Mio. t
Im April 2008 meldete die brasilianische Erdölagentur die Entdeckung einer Erdöllagerstätte vor der Küste Brasiliens mit einem geschätzten Volumen von 33 Mrd. Barrel.
Seit 1997 hat das Land seine Erdölproduktion von 300.000 Barrel / Tag auf 2,6 Mio. / Tag 2012 gesteigert. Seit 2005 deckt Brasilien seinen Ölbedarf aus eigenen Quellen.
Größter Produzent ist PETROBRAS (>50 % Staatseigentum), der auch das Fördermonopol in allen Konzessionsgebieten besitzt.
Das Förderrecht am Off-Shore-Feld "LIBRA" - vergeben am 21. Okt. 2013, Förderbeginn 2019 - sicherte sich ein Konsortium bestehend aus TOTAL (20 %), SHELL (20 %), CNPC + CNOOC (20 %) und PETROBRAS (40 %). Eine Ausbeute von 8 - 12 Mrd. Barrel wird erwartet. Für die Lizenz - Laufzeit 35 Jahre - mussten die Erdölkonzerne 5,1 Mrd. € bezahlen. 41,65 % der Ölförderung müssen an den Staat abgetreten werden.
2013 förderte Brasilien 113,7 Mio. t
2007 vergab Libyen um 900 Mio. $ die Rechte für die Erschließung der Erdöl/Erdgasvorkommen in der Große Syrte an BP. BP begann mit der Tiefseebohrung 2010, wenige Monate nach dem Bohrinsel-Desaster im Golf von Mexiko. Bis Feb. 2011 (Beginn des Aufstand gegen Gaddafi) förderte Libyen täglich 1,47 Mio. Barrel und exportierte davon 1,17 Mio. Barrel.
Zu diesem Zeitpunkt deckte Deutschland 8 % seines Erdölbedarfs aus libyschen Quellen, die Schweiz 19 %, Österreich 21 %.
2010 exportierte Libyen Produkte im Wert von 47,8 Mrd. $ (2009: 37,1 Mrd. $), davon entfielen 46,3 Mrd. $ auf den Erdölsektor (2009: 35,7 Mrd. $) Quelle: IMF 2011
2013 förderte Libyen 64,1 Mio. t
Venezuela ist der zehntgrößte Erdölproduzent und einer der Hauptlieferanten der USA. Zügig wurden bzw. werden unter Präsident Chávez die Erdölindustrie, ihre Zulieferer und Dienstleister verstaatlicht. Die Produktionskosten pro Barrel am Maracaibo-See (dort lagern die größten Reserven) betragen 8 $. Die Förderung erreichte 1997 einen Höchststand (3,6 Mio. Barrel / Tag) fiel 2003 auf 2,55 Mio. Barrel / Tag und lag im Mai 09 bei 2,3 Mio. Barrel / Tag
2012 förderten die 150.000 Beschäftigten der staatlichen Erdölgesellschaft in Venezuela 2,4 Mio. Barrel / Tag (1997 produzierten 32.000 Beschäftigte 3,6 Mio. Barrel / Tag) Quelle: El País zitiert in der NZZ am 7. 3. 2013 S 21
Im Orinocco-Gürtel lagern nach dem aktuellen Stand der Technik förderbare 588 Mrd. Barrel Erdöl in Form von Schwerstöl. Damit liegt Venezuela in der Weltrangliste vor Saudi Arabien.
Gewinnung und Verarbeitung von Schwerstöl sind technisch aufwendig, teuer und wenig umweltfreundlich. Schwerstöl ist im Gegensatz zu normalem Erdöl schwerer als Wasser und sehr zähflüssig. China und Russland haben sich mit langfristigen Verträgen und hohen Investitionszusagen ihren Anteil gesichert.
2010 wurden täglich ~500.000 Barrel Schwerstöl gefördert.
Größter Devisenbringer ist der staatliche Ölkonzern PdVSA (Petróleos de Venezuela S. A.). Er erwirtschaftet 95 % der Exporteinnahmen und rund die Hälfte des Staatsbudgets.
2016 2,33 Mio. Barrel / Tag Angaben Venezuela <2,1 Mio. Barrel / Tag Angaben OPEC
2013 förderte Venezuela 139 Mio. t
2010 wurde vor der Ostküste Schottlands eine Lagerstätte mit mindestens 300 Mio. Barrel gefunden.
Die steigende Nachfrage der bevölkerungsreichsten Staaten China und Indien wird auch Zukunft für hohe Rohölpreise sorgen.
Ende 2007 wurden 80 % der globalen Ölreserven von staatlich gelenkten Ölgesellschaften kontrolliert, 1970 waren es nur 15 %.
30 der 50 weltgrößten Ölproduzenten sind verstaatlicht oder zum überwiegenden Teil in staatlichem Besitz.
Die Großmächte China, Russland und die USA werben um die Gunst korrupter afrikanischer, arabischer und südamerikanischer Erdölstaaten und blockieren mit ihrem Vetorecht im UN-Sicherheitsrat UN-Maßnahmen gegen deren Regierungen (siehe Völkermord in Dafour).
Auch europäische Erdölgesellschaften waren nicht von Skrupeln gequält. Ein Konsortium bestehend aus Lundin (Schweden), ÖMV und Petronas (Malaysia) erhielt Bohrkonzessionen in einem Teil des Sudan, der von Regierungstruppen vor Beginn der Ölfeldexploration noch "gesäubert" werden musste (1997 - 2003).
2010 hat die schwedische Justiz Ermittlungen wegen möglicher Komplizenschaft bei Kriegsverbrechen eingeleitet.
Die größten Erdölfelder befinden sich in
Saudi Arabien - im Feld GHAWAR lagern noch mind. 75 Mrd. Fass, täglich werden 5 Mio. Fass gefördert, in
Kuwait - im Feld BURGAN lagern noch mind. 66 Mrd. Fass, täglich werden 1,2 Mio. Fass gefördert und in
Brasilien - bis zu 300 km vor der Küste wurden 2007 Vorkommen zwischen 50 und 100 Mrd. Fass in mehreren, 800 km voneinander entfernten Feldern entdeckt. Sie lagern 5000 bis 7000 m unter Meeresniveau, unter einer 1 bis 2 km dicken Salzschicht. Nach dem derzeitigen Stand der Technik sind sie noch nicht förderbar. Dennoch rechnet die brasilianische Petrobras, dass sie bei einem Weltmarktpreis von lediglich 35 $ pro Barrel gewinnbringend fördern kann.
Der Irak versteigerte im Dezember 2009 30 Mrd. Fass, knapp 30 % seiner Reserven. Interessenten mussten bekannt geben, wie viel Fass sie fördern wollen und welchen Betrag pro Fass sie vom Irak dafür haben wollen.
Die Einnahmen aus dem Verkauf des Erdöls gehen zur Gänze an die irakische Regierung.
Vom größten zu ersteigernden Feld, West-Kurna 2 (birgt 13 Mrd. Barrel), sicherte sich die russische Lukoil 80 % für 1,15 $ pro gefördertem Fass. Mit 15% dabei die norwegische Statoil.
Das zweitgrößte Feld, Majnun, erwarben Shell (60 %) und die malaysische Petronas (40 %) für 1,39 $ pro gefördertem Fass.
Die US-Konzerne Exxon und Shell erhielten West-Kurna 1 zugesprochen. Für jedes Barrel, das über der Jännerförderung (2010) von 160.000 Barrel/Tag liegt, kassieren sie 1,90 $. Sie mussten sich verpflichten, innerhalb der nächsten 20 Jahre die Produktion auf 2,325 Mio. Barrel/Tag zu steigern.
Das kleinere Ölfeld Halfaja (4,1 Mrd. Barrel), erwarb eine Bietergemeinschaft unter der Führung der chinesischen CNPC. An der Gruppe sind auch Petronas und die französische Total beteiligt. Dieses Konsortium forderte vom Irak die höchste Gebühr: 1,40 Dollar pro Fass.
Dennoch sehr günstig, vergleicht man sie mit den 2 Dollar je Fass, die BP und CNPC für das von ihnen bereits im Juni ersteigerte größte irakische Feld, Rumeila (17 Mrd. Barrel), für sich ausgehandelt haben.
Die riesigen Teersand-Lagerstätten in Kanada katapultieren das Land in der Liste der Staaten mit den größten bewiesenen Erdölreserven an die zweite Stelle (1. Saudi Arabien - 35 Milliarden Tonnen bzw. 260 Mrd. Barrel, 2. Kanada - 24 Milliarden T bzw. 173 Mrd. Barrel, 3. Iran - 17 Milliarden T.)
Gewinnung: Der aus Lehm, Quarzsand, Schlick, Wasser und 10 - 12 % Bitumen bestehende Ölsand wird mit heißem Wasser versetzt, um das Bitumen von den anderen Bestandteilen zu trennen. Gleichzeitig wird Luft zugeführt. Die Luftbläschen binden sich an die Bitumentröpfchen wodurch diese an die Oberfläche steigen. Dort wird der Bitumenschaum abgeschöpft, in Zentrifugen gegeben und Lösungsmittel zugesetzt. Beim anschließenden Schleudern verbleibt das leichtere Lösungsmittel-Bitumengemisch im Zentrifugeninneren, das "schwerere" Wasser wird durch die Fliehkraft abgetrennt. Danach wird das Bitumenöl in Raffinerien in leichtere Fraktionen (Öle) getrennt.
Pro Liter Öl werden 2 bis 6 Liter Wasser benötigt. Wegen starker Verschmutzung durch Schwermetalle und Chemikalien muss das gebrauchte Wasser in riesigen Becken 200 Jahre lang stehen. Erst dann sind alle toxischen Bestandteile auf den Beckenboden gesunken und dass Wasser kann wieder aufbereitet werden.
Aus zwei Tonnen Ölsand wird ein Barrel Öl gewonnen. Für Öl aus im Tagbau geförderten Sand, betrugen 2005 die Gestehungskosten in Kanada 15 kanadische Dollar, 2007 28 kanadische Dollar. Der Rohstoff-Report 4/08 bezifferte die Gestehungskosten mit 40 - 50 US$ pro Barrel, UBS Securities Canada mit 70 - 80 US$ Handelsblatt 11/08 S 32
20 % der Ölsandlager lassen sich im Tagbau abbauen. Bei Sanden in tieferen Schichten wird Wasserdampf in Bohrlöcher eingepresst und nach einigen Wochen die erweichte Masse nach oben gepumpt. Das macht die Sache teurer. Außerdem können nur maximal 75 % des gebundenen Öls gewonnen werden (im Tagbau erhält man 90 %).
Die momentane kanadische Tagesproduktion von 2,7 Millionen Fass - davon 1,2 Mio. aus Ölsand - soll bis 2020 auf 5 Millionen Fass - davon 3,5 Mio. aus Ölsand -zunehmen.
Vorausschauend hat sich der chinesische Erdölkonzern (CNOOC) mit 100 Millionen Euro am kanadischen Ölsandförderunternehmen MEG Energy Corp. beteiligt.
Der kanadische Ölverband CAPP (Canadian Association of Petrol Producers) rechnet mit einem Anstieg der heimischen Ölproduktion von täglich 2,7 Mio. Barrel (2007) auf 4,5 Mio. Barrel (2020), davon entfallen auf Öl aus Ölsand 1,2 Mio. Barrel (2007) bzw. 3,5 Mio. Barrel (2020).
Ein Viertel aller bisher nicht entdeckten Erdölvorräte der Welt werden in der Barentssee vermutet. Sie liegt im Hoheitsgebiet von Norwegen und Russland. Streitigkeiten über den Grenzverlauf gibt es seit 1974!
Noch weiter nördlich öffnen sich weitere Hoffnungslagen. Unter dem langsam dahin schmelzende Nordpoleis soll es riesige Ölvorkommen geben. Die fünf Anrainerstaaten Russland, Kanada, USA, Dänemark und Norwegen vergeben bereits Erdöllizenzen für Festlandsockelbohrungen in Küstennähe.
Eine Studie der USGS (United States Geological Survey) bezifferte die Erdölvorräte unter der Arktis mit 90 Mrd. Barrel, die Erdgasreserven mit 48 Billionen m3. Die Vorräte sollen hauptsächlich in Küstennähe lagern.
In den USA befinden sich in North Dakota und Montana Ölschiefervorkommen, die geschätzte 4,3 Mrd. Barrel Erdöl enthalten.
Das Öl wird mittels FRACKING aus dem Gestein freigesetzt.
Nach Schätzung der US-Energiebehörde (Energy Information Administration EIA) betragen die Ölvorkommen in Schiefergestein weltweit 354 Mrd. Barrel, was dem Weltbedarf für zehn Jahre entspricht. 15. 6.2013
Die größten technisch förderbaren Schieferöl-Vorkommen (75 Mrd. Fass) befinden sich in Westsibirien (Baschenow-Formation).
Rangliste der technisch förderbaren Schieferölreserven: Russland 93 Mrd. Fass / USA 58 Mrd. / China 33 Mrd. / Argentinien 27 Mrd. / Libyen 26 Mrd. / Australien 18 Mrd. / Venezuela 13 Mrd. / Mexiko 13 Mrd. / Pakistan 9 Mrd. / Kanada 9 Mrd. Quelle: EIA 2014
Die afrikanischen Lagerstätten südlich der Sahara, die hohe Erschließungskosten verursachen, gewinnen mit steigenden Ölpreisen an Bedeutung. China (siehe oben) und Indien investieren in den Erdölsektor, um sich Förderrechte zu sichern. Die USA beziehen bereits 15 % ihrer Erdöleinfuhren aus Afrika und wollen den Anteil bis 2015 auf 25 % steigern.
Die Schweiz bezieht fast ein Drittel ihres Rohölbedarfs aus Afrika. Quelle Erdölvereinigung www.erdoel.ch
Nigeria, Angola, Äquatorialguinea, Elfenbeinküste, Ghana, Benin, Gabun, Senegal, Kamerun, Tschad, Sudan, ... lang ist die Liste der Staaten mit schon genutzten, entdeckten oder vermuteten Lagerstätten.
1,9 Millionen Fass fördert Angola (7/2009) täglich, damit liegt es unter den afrikanischen Staaten gleichauf mit Nigeria an der Spitze.
Den Nachfrageprognosen für Erdöl passen die Reedereien die Charterpreise ihrer ERDÖLTANKER an. Für einen 300.000 t Tanker waren Ende 2005 durchschnittlich 85.000,- € täglich an Miete zu bezahlen.
13.000,- $ pro Tag musste 2011 für eine Aframax-Tanker (Fassungsvermögen 70.000 bis 120.000 t) an Miete gezahlt werden, VLCC-Tanker (Fassungsvermögen >200.000 t) kosteten 27.000,- $ pro Tag. Kurs 16. 11.11: 1 € = 1,35 $
Es zahlt sich aus, voll beladene Tanker vor der Küste längere Zeit ankern zu lassen, wenn sich der Ölpreis auf dem Terminmarkt (siehe Futures) erheblich nach oben bewegt. Im Jänner 2009 betrugen die Lagerkosten auf einem Riesentanker (VLCC-Tanker Very Large Crude Carrier) 75 bis 90 Cent pro Barrel und Monat. Z. B. warteten im Feber 2009 auf etwa 70 VLCC-Tankern und 20 Suezmax-Tankern* rund 80 Mio. Barrel auf bessere Preise.
*Suezmax-Tanker war die ursprünglich Bezeichnung der größten Tanker, die den Suezkanal durchqueren konnten. Sie sind in die Größenklasse von 120.000 bis 200.000 TDW (tons deadweight = Fassungsvermögen in Tonnen) einzuordnen.
Die Mietkosten für eine Hubbohrinsel betragen bis 120.000,- € pro Tag. Oder man kauft sie.
Das geht ordentlich ins Geld. Mitte 2006 kosteten fest verankerte Hub-Bohrinseln, so genannte "Jack-up-Rig", 160 Mio. $ pro Stück. Tägliche Fixkosten einer Plattform: 500.000 $ Feb. 2010
Schwimmende Bohrinseln, "floating rigs", operieren in Meerestiefen über 200 Meter. Sie werden durch riesige Ankerketten oder mit Hilfe von Wasserturbinen in Position gehalten. Die aufwendigere Technik schlägt sich im Preis nieder, der bis zu 300 Mio. $ betragen kann.
Für die Transocean Marianas musste der ENI-Konzern täglich 450.000 $ Miete bezahlen (Mietdauer 2/11 bis 12/12)
Schiffe mit integrierten Bohrtürmen (Drillship) pumpen das Erdöl vom Meeresgrund nach oben, trennen das Wasser-Öl-Gasgemisch und lagern das Öl bis es von Tankern übernommen wird. Die Schiffe sind so konstruiert, dass sie sich um den Bohrturm drehen können. Dadurch bieten sie starken Strömungen und Stürmen keinen starren Widerstand. Häufig sind sie als Katamaran gebaut, ihre Schwimmer können geflutet werden, was die Stabilität erhöht. Mit Hilfe von Propellern und Motoren können sie ihre Position auch in schweren Stürmen halten.
Bei ihrer Suche nach Öl können Bohrschiffe 3.000 m Wasser und weitere 12 km Boden durchdringen.
Ein BOHRSCHIFF in der Nordsee war 2005 noch für 50.000,- Dollar pro Tag mietbar, Ende 2007 musste man dafür schon 200.000,- Dollar täglich berappen.
Was kostet ein Drillship frisch aus der Werft? Die dänische Reederei Mærsk hat zwei bei der koreanischen Samsung Heavy Industries bestellt. Liefertermin: 2014; Gesamtauftragswert: 1,3 Mrd. $
Nach Angaben der OPEC waren Anfang 2006 weltweit 2.746 Onshore- und Offshore-Plattformen in Betrieb. Der überwiegende Teil älter als 25 Jahre.
Zwei der wichtigsten Offshore-Bohrunternehmen, Transocean Inc. (Betreiber der größten Flotte von Erdöl-Bohranlagen) und GlobalSantaFe Corp., beschlossen 2007 ihre Fusion. Die Größe des neuen Unternehmens mit Sitz anfangs in Huston (Texas) - ab 2009 in der Schweiz - macht es zum Weltmarktführer, der 146 Offshore-Plattformen betrieb. Darunter 29 für Tiefseebohrungen (>1.500m) konstruiert. Eine bedeutende Menge, schließlich gibt es davon weltweit nur etwa 70. Stand: 2009
2013 verfügte das Unternehmen über eine verkleinerte Flotte von 79, auf mittlere und große Tiefen spezialisierte, Schiffen. Durchschnittliche Tagesmiete: 392.400 $.
Für 2014 konnten von Transocean sogar Verträge mit Tagesmieten >600.000 $ abgeschlossen werden.
Das Unternehmen hat Bestellungen über 9 Ultra deepwater Schiffe (für Tiefen ab 1000m) und 5 spezialisierte Bohrinseln getätigt. Stand: Jahresbericht 2013 veröffentlicht am 1. 3. 2014
2014 verkleinerte Transocean Inc. seine Flotte auf 71 Einheiten, die Lieferung von fünf neuen Einheiten wurde wegen schlechter Auftragslage um je 6 Monate verzögert. Stand: Jahresbericht 2014 veröffentlicht am 27. 2. 2015
Im April 2015 bestand die Transocean-Flotte noch aus 68 Einheiten, weitere Reduzierung stand in Aussicht. Künftig sollen nur noch Anlagen für sehr große Tiefen (Ultra-Deepwater, 1.500 m und tiefer) und Spezialplattformen angeboten werden.
Im Auftrag von BP betrieb Transocean Inc. die am 20. April 2010 im Golf von Mexiko explodierte und gesunkene Plattform "Deepwater Horizon" (Der Untergang der Plattform verursachte 2010 Kosten von 116 Mio. € nach Steuern, brachte jedoch Einnahmen durch Versicherungszahlungen in der Höhe von 267 Mio. €. 11 Arbeiter starben). Der Zubehörspezialist Cameron war Hersteller der nicht funktionierenden Sicherheitsventile, die Firma Halliburton hatte kurz vor der Explosion Hohlräume am Bohrloch mit Zement verfüllt. Mit 25 % am Ölfeld beteiligt ist die US-Ölfirma Anadarko Petroleum. 90 Tage nach der Explosion konnte das Leck geschlossen werden. 4,1 Mio. Fass waren ins Meer geflossen. (Vgl. US-Tagesbedarf 20 Mio. Fass) Die Menge entspricht der Ladung zweier 280.000 t Tanker oder der täglichen Förderung von Norwegen.
16 Tiefsee-Bohrinseln vermietet die Noble Corporation - Miete pro Stück und Tag 550.000 Dollar Juni 2008 - an die Ölkonzerne, übernimmt wie die gesamte Branche auf Wunsch auch die Förderung und den Abtransport. Die Auftraggebern können unter Halbtauchbohrinseln (Semi-submerible Rig), Hubbohrinseln (Jack-up-Rig), Bohrschiffen und festen Tauchbohrinseln (Submerible Rig) wählen.
Nach dem Kauf der norwegischen Erdölbohr- und Dienstleistungsgesellschaft Awilco Offshore ASA durch die chinesische COSL verfügt die COSL (China Oilfield Services) über 22 Explorations- und Bohrplattformen, an 6 weiteren wird gebaut. Juli 2008
Weltweit gab es 2014 382 Bohrschiffe, 90 befanden sich im Bau. NZZ 7. 4. 15
Offshore-Taucher sind hauptsächlich "Einzelunternehmer" (Freelancer), die für einen bestimmten Zeitraum bzw. Einsatz von Öl- oder Taucherfirmen engagiert werden. Sie sind weltweit unterwegs, ihre Arbeit verrichten sie in Meerestiefen bis 400 Meter. Mit einem Tagesverdienst von 500 bis 1.500 Euro scheint ihre gefährliche Tätigkeit eher unterbezahlt. Sie verlegen und kontrollieren Pipelines, verankern und montieren Bohrtürme, bringen Ventile an Gas- oder Ölquellen an.
Die großen Erdölkonzerne sichern sich zwar die Rechte an vermuteten Lagerstätten, beauftragen mit deren Erkundung jedoch Fremdfirmen. Die bedeutendsten sind Technip , CGGVeritas und die ENI-Tochter Saipem . Sie teilen sich ein Marktvolumen von mehr als 40 Mrd. €.
Von 1973 bis 1982 dauerte die UN-Seerechtskonfernez an der 158 Staaten im "Law of Sea" drei Zonen festlegten:
bis 12 Seemeilen vor der Küste eines Staates ist das Meer dessen Hoheitsgebiet
danach folgt die 200 Seemeilen (in Ausnahmefällen 350 Seemeilen; z. B. wenn ein Land einen weit ins Meer ragenden Festlandsockel besitzt) breite Ausschließliche Wirtschaftszone. Ihre Nutzung (Bodenschätze und Fischfang) steht nur der Nation, der sie vorgelagert ist, zu. Schiffen anderer Nationen muss die Durchfahrt erlaubt sein
darüber hinaus folgt das zum "gemeinsamen Erbe der Menschheit" erklärte Gebiet: Das "Freiwasser" (Hochsee) und der Tiefseeboden ("The Area"). Ein Staat, der den Tiefseeboden nutzen möchte, muss bei der Internationalen Meeresbodenbehörde (International Seabed Authority, ISA) eine Lizenz für einen Claim erwerben. Sie gilt für 15 Jahre und ist natürlich kostenpflichtig.
Weitere 12 Jahre vergingen, bis der Vertrag 1994 in Kraft treten konnte. Seither (Stand 2007) haben ihn 153 Staaten unterzeichnet.
Auf der Website der ISA http://www.isa.org.jm/en/home sind die vergeben Claims auf den Internationalen Seekarten eingezeichnet.
Im September 2010 unterzeichneten der russische Präsident und der norwegische Ministerpräsident ein Abkommen über den genauen Grenzverlauf in der Barentssee. Damit konnten die beiden Staaten mit der Suche nach den in diesem Gebiet vermuteten umfangreichen Gas- und Ölvorkommen beginnen.
PIPELINES transportieren Erdöl und Erdgas. Sie bestehen aus Stahllegierungen (mit Niob und Titan), ihr Durchmesser beträgt 150 Zentimeter. Jede Schweißnaht wird mittels Ultraschall und Röntgen geprüft. Nahtstellen werden mit einem Kunststoff- bzw. Glasvlies-Bitumengewebe ummantelt um sie vor Korrosion zu schützen.
Offshore-Pipelines werden mit Beton ummantelt, was ihnen zusätzlichen Schutz und Gewicht verleiht.
Gasröhren verfügen über eine Innenbeschichtung, die für ein reibungsarmes Durchgleiten sorgt.
Der Druck in den Ferngasleitungen auf dem Festland beträgt bis zu 100 bar, bei Leitungen auf dem Meeresgrund bis zu 200 bar. Um den Druck über große Strecken konstant zu halten, sind alle 100 bis 200 Kilometer Kompressoren installiert.
Unterirdische Pipelines werden entlang ihres Verlaufs mit gelben (Erdgas) oder orangefarbenen (Erdöl und Mineralölprodukte) Hütchen markiert.
Als erste Gas-Pipeline in Ö ging 1974 die TAG I (Trans-Austria-Gasleitung) in Betrieb. Sie transportiert russisches Erdgas und verläuft von Baumgarten (NÖ) nach Arnoldstein (K). Die parallel verlaufende TAG II sorgt seit 1988 für ein erhöhtes Transportaufkommen. Eine Abzweigung der TAG I , die SOL (Süd-Ost-Leitung) bringt Erdgas nach Slowenien und Kroatien. Mit der TAG LOOP II steht der TAG seit 2006 eine dritte Leitung zur Verfügung.
Russisches Erdgas für Frankreich und Deutschland fließt in der WAG (West-Austria-Leitung von Baumgarten nach Oberkappel OÖ) und nach Ungarn in der HAG (Hungaria-Austria-Gasleitung von Baumgarten nach Mosonmagyarovar).
50 Mrd. m3 Transitgas werden pro Jahr durch Österreich in die Nachbarstaaten weiter geleitet.
Das Betreiben von Pipelines ist ein einträgliches Geschäft.
Der Bilanzgewinn der Trans Austria Gasleitung GmbH betrug 2007 37.012.080 € / 2008 33.048.768 € / 2009 80.253.939 €
Bei Kontrollflügen sind Undichtheiten am verfärbten Erdreich zu erkennen.
Das Innere der Leitungen wird mit "Molchen" (= Metallzylinder mit Messinstrumenten bzw. mit Bürsten und Schabern), deren Durchmesser dem Pipeline-Innendurchmesser entspricht, kontrolliert bzw. gereinigt.
Die Molche werden vom Druck des Transportguts von Schieberstation zu Schieberstation vorangetrieben.
In Österreich dürfen Pipelines nicht einfach so in der Gegend verlegt werden, sondern die Bauvorhaben müssen veröffentlicht und den Betroffenen ist Gelegenheit zum Einspruch zu gegeben:
BMWA-556.100/033-IV/5a/2008
Gemäß §§ 44, 45 und § 47..... wird kundgemacht:
Die Oberösterreichische Ferngas Aktiengesellschaft ... hat um die Erteilung der gasrechtlichen Genehmigung für die Errichtung und den Betrieb der Erdgas-Hochdruckleitungsanlage HDL 100 Puchkirchen - Reitsham, Innendurchmesser 781mm, DN 800, PN 70, Länge 39.200 m gemäß §§ 44, 45 und § 47...
Die oben angeführte Erdgas-Hochdruckleitungsanlage berührt die Gemeindegebiete der nachstehend angeführten Gemeinden ...
Jedermann kann innerhalb der sechswöchigen Auflagefrist an den Bundesminister für Wirtschaft und Arbeit... zum Vorhaben eine schriftliche Stellungnahme abgeben oder schriftliche Einwendungen erheben. ...
Beginnen wir wieder in Österreich. 1,25 Mrd. m³ Erdgas, gefördert 2016 in den Bundesländern Nieder- und Oberösterreich, decken ~18 % des Jahresbedarfs. Die Importe (2016: 7,1 Mrd. m3) holen wir uns dort, wo das auch die anderen europäischen Staaten tun: hauptsächlich aus GUS (5,7 Mrd. m3 - davon 3,8 Mrd. m3 von GAZPROM), den Rest aus Westeuropa (2015: Norwegen + Andere 1,4 Mrd. m3).
Quelle: Fachverband der Mineralölindustrie Österreichs JAHRESBERICHT 2016
Die Erdgasspeicher in Österreich fassen 8,1 Mrd. m³. Die von der RAG betriebenen Speicher haben ein Gesamtvolumen von 5,9 Mrd. m³, jene der OMV 2,2 Mrd. m³.
Russland hat mit der OMV einen Erdgas-Liefervertrag bis zum Jahr 2027 abgeschlossen, kommt jedoch seinen Verpflichtungen nur nach, wenn sie seinen machtpolitischen Zielen nicht entgegenstehen.
Gasverbrauch 2015: 7,5 Mrd. m3 (davon Haushalte + Landwirtschaft 16 %, Industrie 35 %, Kraftwerke + Fernwärme 36 %)
Seit 1961 muss Ö Erdgas importieren, bis dahin reichte die damalige Fördermenge von jährlich 1,6 Mrd. m3 für den Eigenbedarf.
Die sicheren und wahrscheinlichen Gasreserven in Ö betragen 9,1 Mrd. m3. Stand 1. 1. 2017
2011 entdeckte die OMV im niederösterreichischen Weinviertel ein riesiges Schiefergasvorkommen, das den Inlandsbedarf für mehrere Jahrzehnte zur Gänze decken könnte.
Das spart Geld, kostet doch eine mitteltiefe Bohrung (2000 - 3000 m) ~ 10 Mio. Euro.
Pipelines transportieren Erdgas und Erdöl unterirdisch in Ost-West- bzw. Nord-Süd-Richtung quer durch Österreich. Sie müssen regelmäßig überprüft werden. Deshalb ist ihr Verlauf oberirdisch markiert und beschriftet. Abb. oben links
Wie viel der Pipelinebetreiber für die Erdgas-Durchleitung in Österreich verlangen darf, ist in der SonT-GSNT-VO (Sonstige Transporte-Gas-SystemNutzungstarife-VerOrdnung) geregelt. In der Novelle für 2009 waren das laut
§ 2 Abs. 4 (4) Als Netznutzungsentgelt wird für die Regelzone Ost festgelegt:
a) für Transporte mit einer Transportstrecke bis 150 km
1. Arbeitspreis: 0,0134 Cent/kWh
2. Leistungspreis: 110,06 Cent/kWh
b) für Transporte mit einer Transportstrecke über 150 km
1. Arbeitspreis: 0,0537 Cent/kWh
2. Leistungspreis: 440,25 Cent/kWh
Der Preis für Erdgas wird in Dollar pro 1000 m3 angegeben: ... $ /1000 m3
An der Börse notieren Erdgaskurse auch in Dollar je 1 Million britischer Thermaleinheiten ... $ /1MMBtu (Million British Thermal Units).
Eine britische Wärmeeinheit wird benötigt, um ein britisches Pfund Wasser um ein Grad Fahrenheit zu erwärmen.
Preis für 1MMBtu im April 2012: 1,87 $
Die Erdgas-Importe der Schweiz kommen zur Hälfte aus der EU, je 21 % aus Russland und Norwegen, die restlichen 8 % entfallen auf mehrere Staaten.
Die Erdgas-Importe Deutschlands kamen 2008 zu 37 % aus Russland (2010: 39 Mrd. m3), 24 % lieferte Norwegen, 18 % die Niederlande. 15 % des Verbrauchs werden im Inland gefördert, hauptsächlich in Niedersachsen.
2009 wurden aus Russland 32 % des deutschen Bedarfs bezogen, 29 % lieferte Norwegen, 20 % die Niederlande.
2013 wurden aus Russland 38 % des deutschen Bedarfs bezogen, 20 % lieferte Norwegen, 26 % die Niederlande, 10 % Eigenproduktion, 6 % DK, GB.
Verbrauch 2010: ~100 Mrd. m3) Quelle: Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW)
Eigenproduktion: 12 Mrd. m3 / Jahr
Jeweils 0,15 Bio. m³ betragen Deutschlands Erdgasreserven bzw. -ressourcen. BA f. Geowissenschaften + Rohstoffe BGR Juni 2012
In Westeuropa wurden mit 270 Mrd. m3 2 Prozent mehr Erdgas gefördert als im Vorjahr; es stammte zu über 80 Prozent aus den drei größten Förderländern Großbritannien (110 Mrd. m3), den Niederlanden (62 Mrd. m3) und Norwegen (51 Mrd. m3).
Russland strebt seit Jahren eine Produzentenvereinigung nach dem Muster der OPEC an.
Der Erdgasverbrauch in Westeuropa betrug 400 Mrd. m3. Erdgas deckte damit unverändert 23 Prozent des gesamten Energieverbrauchs in Westeuropa.
55 % des Verbrauchs werden in Westeuropa gefördert, 25 % kommen aus Russland, 11 % aus Algerien.
Im EU-Raum wurden 2006 500 Mrd. m3. Erdgas verbraucht, davon wurden 125 Mrd. m3 aus Russland bezogen.
2008 importierte Europa 160 Mrd. m3 aus Russland, Hauptabnehmer war Deutschland mit ~35 Mrd. m3.
2013 bestritt die EU ihre Erdgasversorgung zu rund einem Drittel aus Eigenproduktion (156 Mrd. m3), der Rest waren Erdgasimporte aus Russland (130,5 Mrd. m3), Norwegen (99,5 Mrd. m3), Algerien (25,7 Mrd. m3), Libyen (5,7 Mrd. m3) und LNG (45,7 Mrd. m3) hauptsächlich aus Katar. Quelle: Eurogas
Die USA konnten während mehrerer Jahre bis 2010 wie bei Erdöl auch bei Erdgas ihren hohen Bedarf nicht aus eigenen Vorkommen decken. 15 % mussten importiert werden, bis die Gewinnung von Schiefergas das Land für die nächsten 100 wieder autark machte. Gegenstimmen sprechen maßloser Übertreibung durch die Energiekonzerne und sehen die Erschöpfung der Vorräte bereits nach sieben Jahren.
Schätzungen des US-Energieministeriums (10/2011) sprechen von 23 Bio. m3 verfügbarer Schiefergasvorkommen.
Dem Energiegehalt entsprechend, betrug das Preisverhältnis Erdöl zu Erdgas bis 2008 7:1 (Henry-Hub-Kontrakt). Das Gas-Überangebot 2011 atomisierte die Preisbindung. Ein Barrel WTI kostete 100 $, der Henry-Hub-Kontrakt jedoch nur 4,00 März 2011 (4,20 $ pro Einheit per 30. 11. 12 / 2,00 $ pro Einheit 31. 3. 12)
2012 waren die USA mit 680 Mrd. m3 bereits weltgrößter Gasproduzent, sie förderten mehr als 19% des globalen Angebots. 14 % der inländischen Gasförderung stammten aus Schiefergestein, 2035 soll der Anteil 45 % betragen.
Im Feber 2012 gab das US-Energieministerium die in den USA förderbaren Schiefergasvorräte mit 482 Billionen Kubikfuß an.
Stromerzeugung 2010: 48 % aus Kohlekraftwerken, 20 % aus AKW, 18 % aus Erdgas-KW.
CHINA gibt seine Gasreserven mit 2,45 Bio. m3 an. Verbrauch 2008: 78 Mrd. m3
Turkmenistan förderte 2013 77 Mrd. m3 (2012 65 Mrd. m3), davon werden 2/3 exportiert. Hauptabnehmer ist China mit 2013 25 Mrd. m3. Auf Erdgas entfallen 94 % der turkmenischen Exporteinnahmen.
In RUSSLAND betrug 2006 die Erdgasförderung 520 Mrd. m3. Das Fördervolumen entsprach 22 Prozent der gesamten Erdgasförderung in der Welt. Russland blieb damit größtes Förderland und mit 187 Mrd. m3 auch größter Exporteur.
Erdgasförderung und Erdgasverbrauch in der Welt erhöhten sich von 2007 auf 2008 um 3,4 % auf 3.066 Mrd. m3. Das entsprach 24 Prozent des gesamten Weltenergieverbrauchs.
2010 förderte Russland pro Tag 1,78 Mrd. m3 und lag damit hinter den USA (~2 Mrd. m3 pro Tag) an zweiter Stelle.
Im Jahr 2011 förderte Russland gesamt 630,7 Mrd. m3.
Im Jahr 2012 förderte Russland gesamt 592 Mrd. m3.
Mit Abstand größter Förderer war 2011 Gazprom (510 Mrd. m3), weiters Novatek (47,5 Mrd. m3), Lukoil (18,6 Mrd. m3), TNK-BP (18,1 Mrd. m3), Surgutneftgaz (13,2 Mrd. m3), Rosneft (12,8 Mrd. m3), Gazprom Neft (9,1 Mrd. m3), Tatneft (0,9 Mrd. m3), Bashneft (0,5 Mrd. m3). Quelle: NZZ 20. 7. 12 S 12
Im Jahr 2014 förderte Russland gesamt 640 Mrd. m3.
Der Irak versteigerte am 20. 10. 2010 drei Erdgasfelder. Das Akkas-Feld (Reserven 158 Mrd. m3) ersteigerte ein südkoreanisch-kasachisches Konsortium, das Mansuria-Feld (Volumen 127 Mrd. m3) ging an eine türkisch-südkoreanisch-kuwaitische Firmengruppe, Siba (34 Mrd. m3) sicherte sich ein türkisch-kuwaitisches Joint Venture.
Vor Israels Küste warten mehrere Erdgasfelder auf ihre Ausbeutung. In den beiden größten, "Leviathan" und "Tamar" lagern 430 Mrd. m3 bzw. 225 Mrd. m3.
60 % der entdeckten Vorkommen hat Israel für den Eigengebrauch reserviert.
Ende März 2013 wurde das Feld "Tamar" in Betrieb genommen.
Riesige Gasfelder wurden vor der Küste Mosambiks entdeckt. Nach Testbohrungen schätzt die texanische Anadarko die Vorkommen im Atum- und Prosperidade-Becken auf 1,7 Bio. m3, die italienische ENI vermutet im Mamba-Becken 850 Mrd. m3.
Vor Zyperns Südküste werden große Erdgaslagerstätten vermutet. Das Gebiet ist in 13 Zonen unterteilt. Im Dez. 11 war eine Probebohrung in Zone 12 erfolgreich. 5 bis 8 Mio. Kubikfuß (140 bis 226 Mrd. m3) Erdgas lagern allein hier. Seismische Erkundungen lassen auch in allen anderen Zonen auf Vorkommen schließen.
Nach eigenen Angaben (Gasco) liegt Ägypten in der Weltrangliste der Erdgasproduzenten an sechster Stelle. Laut CIA wurden 2009 62,7 Mrd. m3 produziert. Die Vorräte betragen 2210 Mrd. m3. Schätzung 2011
Bekannte Erdgasreserven 1988: 109.720 Mrd. m3
Bekannte Erdgasreserven 2009: 185.020 Mrd. m3 (6.534 Billionen Kubikfuß), die den Weltbedarf für 60,4 Jahre decken sollten. Quelle BP Statistical Review
Erstaunlich der Umgang mit dem wertvollen Rohstoff. Eine Weltbankstudie (2007) kommt zum Ergebnis, dass jährlich zwischen 150 und 170 Mrd. m3 - das sind mehr als 5 % der Weltförderung - als "Nebenprodukt" der Erdölförderung anfallen und an den Förderstellen einfach verbrannt (abgefackelt) werden. Die größten Abfackler sind Russland (50 Mrd. m3) und Nigeria (23 Mrd. m3).
Die größten Lagerstätten liegen in Russland (48.000 Mrd. m3, entsprechen 26 % der Weltreserven), Iran (27.500 Mrd. m3), Katar (25.800 Mrd. m3) und Turkmenistan (18.000 Mrd. m3). Diese vier Staaten halten 2/3 der Weltreserven.
Der Nahe Osten (ohne Iran) verfügt über 45.410 Mrd. m3,
In Afrikas Boden lagern 14.580 Mrd. m3, im Fernen Osten 14.460 Mrd. m3, GUS (ohne Russland) 8.620 Mrd. m3, Nordamerika (inkl. Mexiko) 7.980 Mrd. m3, Zentral- und Südamerika 14.580 Mrd. m3, Europa 6.130 Mrd. m3.
Australiens Jahresförderung soll 2018 137 Mrd. m3 betragen.
14 bedeutende Ergasproduzenten (Russland, Algerien, Iran, Indonesien, Malaysia, VAE, Katar, Ägypten, Venezuela, Trinidad + Tobago, Nigeria, Bolivien, Brunei, Libyen), die zusammen mehr als 41 % der Weltproduktion fördern und über 73 % aller Vorräte verfügen, kamen 2007 überein, sich untereinander um eine "intensivere Kooperation" zu bemühen.
Die größten Produzenten 2008 waren Russland (602 Mrd. m3), USA (582 Mrd. m3), Kanada (175 Mrd. m3), Iran (116 Mrd. m3), Norwegen (100 Mrd. m3). Quelle: BP Statistical Review of World Energy 2008
Die größten Verbraucher 2008 waren USA (657 Mrd. m3), Russland (420 Mrd. m3), Iran (118 Mrd. m3), Kanada (100 Mrd. m3), GB (94 Mrd. m3).
25 "Erdgaspakete" zu je zehn Millionen Kubikmeter/Jahr konnten 2008 via Internet ersteigert werden. Bieter mussten sich auf der Website www.gashub.at registrieren:
EconGas, Austria’s Business to Business natural gas supplier, offered 25 lots of natural gas of roughly ten million cubic meters each, which is equivalent to a total of 2,788,920 MWh or to the annual consumption of about 125,000 households.
Erdgas in Prozent der Welt-Gesamtmenge
Quelle: BP Statistical Review 2012
Größte Verbraucher Größte Produzenten Größte Reserven
USA 2011: 690 mrd ³ 22 USA 2011: 651 mrd ³ 20 Russland 21
Russland 2011: 425 mrd ³ 13 Russland 2011: 607 mrd ³ 19 Iran 16
Naher Osten 8 Naher Osten 10 Katar 12
GB 2011: 80 mrd ³ 2,5 Kanada 2011: 160 mrd ³ 5 Turkmenistan 12
Auf Algerien + Ägypten entfallen mit 78 Mrd. m3 bzw. 61 Mrd. m3 pro Jahr 70 % der afrikanischen Erdgasproduktion.
Mit seinen Lieferungen von insgesamt rd. 55 Mrd. m3, die - per Pipeline und in Form von Flüssiggas (LNG) - nach Westeuropa, sowie als Flüssigerdgas in die Türkei und in die Vereinigten Staaten von Amerika gingen, blieb Algerien auch das mit Abstand bedeutendste Erdgasexportland Afrikas. Weitere Exportländer waren Libyen und Nigeria.
Nachgewiesene Reserven Stand 2013 - Gesamt: 185,7 Bill. m³
Naher Osten 85,7 Bill. m³, Europa 56,6 Bill. m³, Asien 15,2 Bill. m³, Afrika 14,2 Bill. m³, Nordamerika 11,7 Bill. m ³, Lateinamerika 7,7 Bill. m ³. Quelle BP
GAZPROM Mrd. Rubel
Umsatz 3.597 4.637 4.764 5.250 5.590 6.070
Betriebsergebnis 1.364 1.930 1.573 1.587 1.310
Konzernergebnis 969 1.307 1.183 1.139 159 790
Gewinn / Aktie 42,20 56,95 34,22
Verkaufte Erdgasmenge Mrd. m³ 496 519 487 477 440 419
Durchschnittlicher Preis ¹ 302 383 380 349
¹ Lieferung nach Europa in $ / 1000 m³
Der Marktanteil von Gazprom in Europa (EU + CH, Norwegen, Jugoslawien-Nachfolgestaaten, Türkei) lag 2011 bei 27 % (2010: 24 %).
2012 lieferte GAZPROM nach Europa (inkl. Türkei) 138,8 Mrd. m³
2013 lieferte GAZPROM nach Europa (inkl. Türkei) 161,5 Mrd. m³
2013 (2012) lieferte Gazprom nach .... (in Mrd. m³) WZ 25. 1. 14 + Handelsblatt 7.4. 14 mit Quellenangabe GAZPROM
Russland: 280
GUS-Staaten + Baltikum + Georgien + Südossetien 56
DEUTSCHLAND 40,2 (= 38 % seines Bedarfs) 33,2
ÖSTERREICH 5,2 5,2
Türkei 26,6 27,0
Italien 25,3 15,1
Großbritannien 12,5 8,1
Polen 9,8 9,9
Tschechien 7,3 7,3
Finnland, Bulgarien, die Slowakei, Lettland, Litauen und Estland decken ihren Gasbedarf zu 100 % aus russischen Quellen.
Im 1. Qu. 2014 betrugen Gazproms Produktionskosten für 1.000 m³ 37,13 $ Quelle: Mikhail Korchemkin im Handelsblatt vom 28. 4. 2015
Als Machtinstrument verwendet Russland sein Erdgaspotential. Politisch widerborstigen Abnehmern berechnet der staatliche Monopolist Gazprom höhere Preise.
Am 1. 1. 2007 bezahlten für 1000 m3 Erdgas:
Armenien 110 $, Ukraine 130 $ (nach 95 $ 2006), Moldawien 170 $, Aserbeidschan 235 $, Georgien 235 $. Weißrussland statt bisher 46,68 $ nun 100 $ (+ Verkauf von 50 % des staatlichen Pipeline-Betreibers Beltransgaz gegen eine Zahlung von 2,5 Milliarden Dollar an Gazprom). Gazprom kündigte eine schrittweise Anhebung auf westeuropäisches Niveau bis 2011 an.
Ab 1. 1. 2008 bezahlte die Ukraine - bzw. der staatliche Energiekonzern Naftogaz - 179,5 $ für 1000 m3 Erdgas, Weißrussland ab 1. 4. 2008 128 $.
Den EU-Staaten werden von Gazprom 353 $ (Litauen) bis 525 $ (Westeuropa) verrechnet. Stand Dez.. 2008
Turkmenistan stellt PetroChina für 1000 m3 195 $ in Rechnung, weitere 50 $ berappen die Chinesen für den Transport.
Überraschend kündigte Gazprom ab 1. 1. 2009 den Preis für Europa um 30 % auf 280 $ für 1000 m3 Erdgas zu senken und versprach diese Preisniveau so lange zu halten, wie der Preis für russisches Urals-Öl im Jahresschnitt unter 50 $ / Barrel liege.
Litauen nahm im November 2014 im Hafen Klaipeda den schwimmenden Flüssiggasterminal "Independence" in Betrieb. Mit einer Kapazität von jährlich 4 Mrd. m3 kann das Land mehr als seinen Eigenbedarf (2,7 Mrd. m3 pro Jahr) auf dem Seeweg beschaffen und war damit nicht mehr von Gazprom abhängig. Das hatte Auswirkungen auf den Preis. Musste Litauen bis Juli 14 noch 480 $ für 1000 m3 bezahlen, waren es danach bis zum Auslaufen des Vertrags Ende 2015 nur noch 370 $.
Finnland und Estland folgen dem litauischen Beispiel. Eine gemeinsam betriebene Rückvergasungsanlage bei Inkoo (Finnland) und ein Distributionszentrum auf der estnischen Seite des Golfs von Finnland, verbunden durch eine Pipeline, beenden die bislang vollkommene Abhängigkeit von russischem Erdgas. Der Erdgasverbrauch Estlands beträgt 0,7 Mrd. m3 pro Jahr, jener Finnlands 3 Mrd. m3. Die gesamte baltische Region verbraucht 10 Mrd. m3 /J.
Auch bei den Öllieferungen an Weißrussland ließ sich Russland einen Preisaufschlag einfallen: einen Exportzuschlag von 180 $ pro Tonne. Minsk konterte mit einer Transitgebühr von 45 $ pro Tonne russischen Erdöls, das durch weißrussische Pipelines an westeuropäische Abnehmer floss.
Um die Zahlungsmoral stand es in Minsk weiterhin nicht zum besten. Von Jänner bis Juli 2007 hatte Weißrussland aus unbeglichenen Erdgasrechnungen bei Gazprom Schulden in Höhe von rund 500 Mio. $ angehäuft, die es erst im August beglich.
Im Juni 2010 drosselte Gazprom Weißrussland den Erdgasbezug um 30 %. Eine Rechnung über 200,- Mio. $ war offen. "Logische" Konsequenz: Weißrussland blockierte den Erdgastransit in die EU-Staaten und erhob seinerseits Forderungen gegenüber Gazprom wegen nicht beglichener Transitleistungen in Höhe von 260,- Mio. $.
Einigung am 2. Juli 2010: Gazprom zahlt künftig 1,88 $ (statt früher 1,45 $) um 1.000 m3 Erdgas 100 km weit zu transportieren.
Im ersten Quartal 2010 hatte Weißrussland 169 $ pro 1000 m3 Erdgas zu bezahlen, danach 184 $.
Im November 2011 einigten sich Gazprom und Weißrussland. Gazprom wird auch die zweiten 50 % der weißrussischen Beltransgaz für 2,5 Mrd. $ vollständig übernehmen. Weißrussland zahlt 2012 für 1000 m3 Erdgas nur 165,50 $ (EU-Staaten müssen mit 400,- $ rechnen!).
Die Ukraine deckt ihren jährlichen Erdgasbedarf von ~50 Mrd. m3 zu 40 % aus eigener Produktion.
Die Ukraine war gegenüber Russland bis November 2008 mit 2,4 Mrd. $ "Gas-Schulden" im Rückstand. 550 Mio. $ versprach die ukrainische NAFTOGAS bis 1.12. zu bezahlen, über die Abwicklung der Restschuld wurde verhandelt.
Vor dem Jahreswechsel kam es zu keiner Einigung.
Gazprom reagierte wie in den Vorjahren mit einer Liefersperre (ab 1.1 2009) und einer Preiserhöhung von 180 $ auf 250 $ pro 1000 m3 Erdgas. Die Ukraine wollte nur 210 $ akzeptieren, daraufhin schraubte Gazprom den Preis auf 450 $ und drehte den Hahn zu. Die Ukraine zeigte sich wenig beeindruckt, zweigte seinen Bedarf - laut Gazprom - von den für die EU-Staaten vorgesehenen Lieferungen ab und drohte mit einer Erhöhung der Transittarife (aktuell 1,7 $ pro 100 km für je 1.000 m3). Im Gegenzug begann Gazprom ab 6. 1. die Lieferungen an west- und osteuropäische Staaten und die Türkei über andere Transitpipelines zu leiten. Deren Kapazität reichte jedoch bei weitem nicht aus, es ist nicht mal erwiesen, dass sie überhaupt genutzt wurden. Stunden später kam in Österreich, der Türkei, Bulgarien, Rumänien, Tschechien, Kroatien, Griechenland, Mazedonien kein bzw. kaum noch russisches Erdgas an.
In Zug, einer Stadt in der Deutschschweiz, hat der Energiehändler Rosukrenergo seinen Geschäftssitz. Die Gesellschaft gehört zu je fünfzig Prozent Gazprom und der Wiener Energie- und Chemieholding Centragas. Rosukrenergo ist zur Hälfte Mitbesitzer des ukrainischen Gasverteilers Ukrgasenergo und hat das Monopol auf die Erdgasimport der Ukraine. Rosukrenergo macht nichts, was Gazprom nicht genau so gut selber machen könnte.
Einigung zwischen Gazprom und Naftogaz Ukrainy am 18. 1. 2009. Im laufenden Jahr zahlt die Ukraine 20 % weniger als Resteuropa, ab 2010 muss sie den Erdgaspreis bezahlen, der auch den anderen europäischen Abnehmern verrechnet wird. Dafür zahlt Gazprom dann "normale" Transittarife. Rosukrenergo verliert seine einträgliche Zwischenhandelsfunktion.
2010 kam alles ganz anders: Die Ukraine erhält für 10 Jahre einen Preisnachlass von 30 % auf den jeweiligen Marktpreis. Im Gegenzug wird der bis 2017 laufende Pachtvertrag für die russische Schwarzmeerflotte auf der Krim um 25 Jahre - bis 2042 - verlängert.
Im März 2012 zahlte die Ukraine für 1000 m3 Erdgas 415 $ an die Russen.
Als Belohnung für die Nichtunterzeichnung eines Assoziierungs- und Freihandelsabkommens mit der EU gewährte Russland im Dez. 2013 eine Preisreduktion von 387 $ auf 268,5 $ pro 1000 m3, aufkündbar zu jedem Quartalsbeginn. Nachdem dem politischen Umsturz in Kiew Ende Februar 2014, waren die "Sonderkonditionen" sofort wieder dahin. Daher hatte mit Beginn des 2. Quartals 2014 der staatliche Energiekonzern Naftogaz wieder 385,5 $ zu bezahlen. Nur zwei Tage später, am 3. April, wurde der Preis um weitere 100 $ auf nun 485,5 $ angehoben. Die Ukraine schätzt ihren Importbedarf für 2014 auf rund 30 Mrd. m3.
Im März 2014 stand Naftogaz bei Gazprom mit 1,53 Mrd. $ in der Kreide. Mitteilung Gazprom-Chef Miller
Die Ex-Sowjetrepubliken zahlten zu diesem Zeitpunkt 262 $, die zentraleuropäischen Staaten durchschnittlich 383 $ pro 1000 m3.
Im 4. Quartal 2014 zahlte die Ukraine für 1000 m3 Erdgas 378 $, im 1. Quartal 2015 329 $, im 2. Quartal 2015 248 $.
Russland hat Turkmenistan vertraglich zur Lieferung bedeutender Mengen (50 Mrd. m3 pro Jahr) verpflichtet. Damit verlieren besonders die EU-Staaten eine alternative Bezugsquelle, ihre wirtschaftliche und politische Erpressbarkeit durch Russland wird damit weiter erhöht.
2008 kam Russland seinen Abnahmeverpflichtungen nicht nach. Gazprom bezog nur 44 Mrd. m3.
Für den Eigenbedarf benötigt Turkmenistan 19 Mrd. m3 jährlich, China sind ab 2009 30 Mrd. m3 pro Jahr vertraglich für einen Zeitraum von 30 Jahren zugesichert. 2010 sollen 13 Mrd. m3 nach China fließen, ab 2013 die vollen 30 Mrd. m3 ausgeschöpft werden.
Turkmenistans nachgewiesene Erdgasreserven betragen 2.900 Mrd. m3, die wahrscheinlichen 7.500 Mrd. m3.
Mit der Erschließung von Turkmenistans größtem Erdgasfeld "South Iolotan" (Kapazität je nach Schätzung 4.000 Mrd. m3 bis 14.000 Mrd. m3) wurden Anfang 2010 die Konzerne LG + Hyundai Engineering (Südkorea), CNPC (China), Petrofac International LLC + Gulf Oil Gas (VAR) beauftragt.
Aserbaidschans staatlicher Energiekonzern SOCAR liefert ab 2011 pro Jahr 2 Mrd. m3 Erdgas (bisher 1 Mrd. m3) an Russland. Als Land mit den größten Erdgasreserven benötigt Russland das Gas nicht, sondern wollte es künftig den NABUCCO- Betreibern entziehen.
Am 17. 12. 13 entschied das Konsortium "Shah Deniz" ab Ende 2019 jährlich 10 Mrd. m3 Erdgas über die neue Pipeline TAP (Türkei - Griechenland - Albanien - Italien) nach Europa zu liefern.
Obwohl es keine Vereinbarungen mit zukünftigen Erdgaslieferanten gibt, unterzeichneten Österreich, Ungarn, Rumänien, Bulgarien und die Türkei am 13. Juli 2009 einen Vertrag über den Bau der Erdgasleitung NABUCCO.
Ursprünglich geplante Inbetriebnahme: 2014. Im Okt. 2010 revidiert auf 2015, im Mai 2011 revidiert auf 2017.
Erhoffte Lieferanten: Iran, Aserbaidschan, Irak, Turkmenistan.
Sofern überhaupt jemals Gas durch die Pipeline fließt, verfügt dann die Türkei über tolles Erpressungspotential. Als Vorbild dient die, von der Ukraine und Russland jeden Winter inszenierte, Rohr-zu-Rohr-auf-Strategie.
NABUCCO wird etwa 3.300 km lang, genauer Verlauf noch offen - geplant: Osttürkei, Bulgarien, Rumänien, Ungarn. Österreich. Zwei Versorgungsleitungen ("Feeder") werden NABUCCO Gas zuleiten. Beide Leitungen beginnen in Erzurum (Osttürkei). Eine verläuft nach Nordosten Richtung Georgien + Aserbaidschan, die zweite nach Süden in Richtung Irak.
Als die Streckenführung 2010 geändert wurde, wuchs die Pipeline auf 3.900 km.
Die ursprünglich geschätzten Kosten von 7,9 Mrd. Euro werden wohl nicht eingehalten. BP spricht von 14 Mrd. €. Quelle: "The Guardian" Feb. 2011
Finanzierung: 4 Mrd. Euro stellt ein internationales Bankenkonsortium (Europäische Investitionsbank, Europäische Bank für Wiederaufbau, Weltbank,...) als Darlehen zur Verfügung, je 400 Mio. leisten die sechs beteiligten Unternehmen, Kreditgeber für 1,5 Mrd. noch gesucht.
Der deutsche Energiekonzern RWE hat am 1. März 2013 seinen 17-Prozent-Anteil an NABUCCO der OMV verkauft.
Seither besitzen neben der OMV noch die Firmen MOL (Ungarn), BOTAS (Türkei), BEH (Bulgarien) und Transgaz (Rumänien) die Pipeline. Im Mai 2013 gesellte sich GDF Suez dazu. Die Franzosen kauften der OMV 9 Prozent ab.
Baubeginn: mehrmals verschoben, letzter Stand 2013
2017 sollen jährlich 8 Mrd. m3 Gas fließen, ab 2020 31 Mrd. m3.
Im Mai 2012 beschloss die Türkei, die über ihr Staatsgebiet laufende Trasse (NABUCCO-Ost) selbst zu bauen. Lästige Miteigentümer war man somit los, alle Optionen für künftige politische Erpressung offen.
NABUCCO-West wurde der 1300 km lange Verlauf der Pipeline ab der türkisch-bulgarischen Grenze bis Österreich genannt.
Fertigstellung: 2018 Am 26. 6. 2013 erteilte Aserbeidschan NABUCCO eine Absage. Ende des Projekts!
BP überlegt den Bau einer 1.300 km langen Leitung, Bezeichnung SEEP (South-East-Europe-Pipeline), die mit bestehender Infrastruktur verbunden werden soll. Erdgas aus Aserbaidschan soll durch sie nach Österreich fließen.
Mit europäischen Partnern baute Gazprom (hält 51 %; wie die Vergangenheit gezeigt hat, ein seriöser, vertragstreuer Partner) die Ostsee-Pipeline NORTH STREAM. Am Projekt beteiligt: Eon (15,5 %), Wintershall (15,5 %), Gasunie (NL; 9 %), GDF Suez (F; 9 %).
Gesamtkosten: 7,4 Mrd. Euro. Symbolischer Start der Verlegung war die Verschweißung zweier Rohre, die mit "Europa" bzw. "Russland" beschrieben waren (wie man sieht, neben England fühlt sich auch Russland nicht zu Europa gehörig).
Ab Winter 2011 sollen 27,5 Mrd. m3 jährlich durch die Leitung fließen, davon waren im März 2010 bereits 23 Mrd. m3 (an D, F, DK, GB) verkauft. Ein zweiter, gleich großer Strang folgte ein Jahr danach.
NORTH STREAM ist 1.224 km lang, von Wyborg (RU) bis Lubmin (D). Jedes Leitungsrohr misst 12 m und wiegt 24 Tonnen, wobei die Hälfte des Gewichts auf eine Betonummantelung entfällt, die aufgebracht wird, damit die Leitung stabil auf dem Meeresboden ruht. Pro Tag wuchs die Pipeline um 2,5 km.
Offshore-Pipelines sind dreimal teurer als an Land verlegte Leitungen. Allerdings spart man die Transitkosten (lagen 2012 bei ~1.000 Euro / 1 Mio. m3 / 100 km).
Am 6. Sep. 2011 begann die Einleitung des Gases, zwei Monate danach (8. Nov.) startet der kommerzielle Betrieb durch den ersten Pipelinestrang. Die zweite Leitung war knapp 12 Monate später fertig (Inbetriebnahme am 8. Okt. 2012). Seither können pro Jahr 55 Mrd. m3 transportiert werden.
Während der Bauzeit verbilligte sich der Gaspreis massiv. Dennoch gelang es Gazprom den Preis für sein Gas weiterhin an den Ölpreis zu koppeln. Langfristige Abnahmeverträge sorgen dafür, dass die Konsumenten noch sehr lange überhöhte Preise zahlen dürfen. Die Lieferverträge mit Gazprom haben eine Laufzeit von 22 Jahren.
Die Streckenführung der SOUTH STREAM, der russischen "Konkurrenz"-Pipeline zu NABUCCO, umgeht ebenfalls die Ukraine. Sie wird von Gazprom - Anteil 50 % - betrieben, zu deren Projektpartner neben der italienischen ENI - Anteil 20 % - und einigen Osteuropäern auch die OMV zählt, die damit ihr Engagement bei NABUCCO konterkariert (oder besonders schlau ist?). SOUTH STREAM führt von Russland durch das Schwarze Meer nach Bulgarien, wo die Leitung geteilt wird. Ein Zweig führt nach Italien, der andere nach Österreich. Im März 2011 schloss sich die BASF-Tochter Wintershall später noch die EdF mit jeweils15 % dem Konsortium an, das SOUTH STREAM durch das Schwarze Meer verlegt und betreibt.
Geschätzte Kosten: 16 Mrd. Euro, davon 10 Mrd. für den Abschnitt im Schwarzen Meer
In einem Abkommen zwischen Russland und Österreich (NR: GP XXIV RV 928 AB 998 S.86 - Staatsvertrag - 02; 24. 4. 2010) zu SOUTH STREAM verspricht die russische Seite im Artikel 4, dass sie sich "nach besten Kräften bemühen wird, ... zuverlässige Gaslieferungen an die Republik Österreich sicherzustellen" und "... werden einen gesonderten langfristigen Gasliefervertrag über 2 Mrd. m3 pro Jahr zu Marktbedingungen abschließen."
Baubeginn: 7. Dezember 2012
Am 29. April 2014 unterzeichneten Gazprom + OMV ein Memorandum of Understanding über den Bau eines Anschlusses des Gasknotens Baumgarten an SOUTH STREAM. Die Lieferungen sollen 2017 beginnen.
2018 soll die volle Kapazität - 63 Mrd. m³ pro Jahr - erreicht werden.
Die EU-Kommission ist gegen das Projekt, da es gegen das Prinzip der Trennung von Leitungsbetreiber und Energielieferant verstößt und die Energieabhängigkeit der EU von Russland verstärkt. Am 8. Juni 2014 stoppte Bulgarien, am 9. Juni 2014 Serbien die Bauarbeiten an SOUTH STREAM.
Am 1. 12. 2014 erklärte der russische Präsident PUTIN SOUTH STREAM für NICHT REALISIERBAR.
Die MACKENZIE-Pipeline (Kanada) soll Erdgas von der Eismeerküste über 1.196 km nach Süden transportieren. Zusammen mit einer 457 km langen Leitung für Flüssiggas wird sie 16 Mrd. kanadische $ (12 Mrd. € Kurs 12/2010) kosten.
Im MACKENZIE-Delta hat man drei On-Shore-Gasfelder ("On-Shore" = Küstenvorland) gefunden, aus deren Gasvorräten (160 Mrd. m³) täglich bis zu 34 Mio. m³ durch die Pipeline fließen sollen.
Entlang der Pipeline werden noch unentdeckte Reserven von rund 1.500 Mrd. m³ vermutet.
Nach einer Studie der Internationalen Energieagentur (Juni 2006) wird ein Fünftel der weltweiten Stromproduktion für Beleuchtungszwecke verwendet. Das entspricht in etwa jener Strommenge, die alle Gaskraftwerke auf der ganzen Welt erzeugen. Die Kosten dafür betragen jährlich 360 Milliarden Dollar.
Eine 793 km lange Gas-Pipeline verbindet das burmesische Gasfeld SHWE (Bucht von Bengalen) mit China. Kapazität: 12 Mrd. m³ pro Jahr. In Betrieb seit 29. Juli 2013. 80 % des geförderten Gases gehen an China. Fast fertig gestellt verläuft parallel zur Gasleitung eine Erdölpipeline mit einer Jahreskapazität von 22 Mio. t.
Schiefergas (auch Shale-Gas oder nicht konventionelles Gas)
Gewinnung von Schiefergas: Das Gas befindet sich in Millionen kleiner Poren im Tonstein (auch als Schiefer bezeichnet). Der Tonstein wird senkrecht angebohrt, dann die Bohrung horizontal über eine Strecke von etwa 2000 m weiter geführt. Anschließend wird unter hohem Druck ein Gemisch aus Wasser, Sand und Chemikalien (Substanzen, wie sie in Waschmitteln oder Kosmetika verwendet werden) in das Bohrloch gepresst. Dieser Vorgang wird als "Hydraulic Fracturing" oder "Fracking" bezeichnet. Dabei entstehen unzählige Risse, durch die das Erdgas entweichen kann. Das Fracking ist nach wenigen Tagen beendet - kann aber auch mehrere Monate dauern, wenn das Gas an organisches Material gebunden ist -, danach steht das Bohrloch für die Produktion bereit.
Damit das Grundwasser nicht vergiftet wird, werden die Wände des Bohrlochs betoniert und mit Stahlrohren verschalt. Dass diese Behauptung stimmt, wird stark bezweifelt. Diese Vorbehalte zu entkräften versuchte EXXON-MOBIL mit folgendem Inserat (geschaltet im HANDELSBLATT am 25. September 2014 S 9)
Polen besitzt Schiefergasreserven im Ausmaß von 187 Bio. Kubikfuß und kann damit seinen Erdgasbedarf für die nächsten 300 Jahre decken. Energy Information Agency EIA
Frankreich besitzt Schiefergasreserven im Ausmaß von 108 Bio. Kubikfuß, die es nicht zu nutzen gedenkt. Ein Gesetz über das Förderverbot wurde 2011 beschlossen.
Aus Deutschlands Schiefergasreserven können nach aktuellen technischen Möglichkeiten 0,7 bis 2,3 Bio. m³ Gas gewonnen werden. Bundesanstalt für Geowissenschaften + Rohstoffe BGR Juni 2012
14 Billionen m³ Erdgas sollen im Schiefergestein unter Westeuropas Oberfläche lagern, weitere große Vorräte in Ostmitteleuropa.
In den USA liefert das Barnett Shale in Texas 60.000 m³ täglich. Über vier Bundesstaaten erstreckt sich das Marcellus Shale, in dem zwischen 7 und 14 Billionen m³ Erdgas lagern sollen, 10 % davon förderbar. Es wäre das zweitgrößte Erdgasvorkommen der Welt und könnte den Eigenbedarf der USA für 90 - 120 Jahre zur Gänze decken.
Bereits 2011 stammten mehr als 50 % des in den USA geförderten Erdgases aus nichtkonventionellen Quellen. Nach Jahrzehnten der Importabhängigkeit konnten die Amerikaner sogar Erdgas exportieren
Das große Angebot zog den Preis nach unten:
2008 waren für 1 MMbtu (1 Mio. britische Thermaleinheiten = 28,3 m³ Gas) mehr als 13 $ zu bezahlen, im Juni 2012 nur noch 2,5 $, Ende März 2014 immer noch günstige 4,5 $.
2000 wurden 5 % der US-Erdgasproduktion mittels Fracking gewonnen, 2014 waren es bereits 40 %.
Abweichende Zahlen zu den größten Schiefergasvorkommen nennt das Handelsblatt 16. 1. 2014 S 8
China 31,55 Bio m³ / Argentinien 22,70 Bio. m³ / Algerien 20,01 Bio. m³ / Kanada 16,22 Bio. m³ / USA 16,05 Bio. m³ / Australien 12,37 Bio. m³ / Deutschland 0,48 Bio. m³ Angeführte Quellen: BDEW, IEA, EIA
Vorkommen an technisch förderbarem Schiefergas nach Schätzungen der Energy Information Administration EIA in Bio. Kubikfuß 2014:
China 1.100 / Argentinien 800 / Algerien 700 / USA 680 / Kanada 580 / Mexiko 570 / Australien 450 / Südafrika 390 / Russland 300 / Brasilien 250
Gasvorkommen weltweit in Billionen m³
Stand 3/14 Quelle: Berenberg
Region ERDGAS SCHIEFERGAS GESAMT
AFRIKA 32,97 30,48 63,45
AUSTRALIEN - ASIEN 44,67 24,65 69,32
EUROPA 4,81 14,61 19,42
GUS 121,05 10,69 131,74
LATEINAMERIKA 20,69 34,84 55,53
NAHER OSTEN 43,25 5,66 48,91
NORDAMERIKA 39,70 36,54 67,24
Technisch förderbare Schiefergasreserven in Billionen m³
Quelle: BP 2015
Staat Billionen m³ Staat Billionen m³
CHINA 33,4 AUSTRALIEN 13,1
ARGENTINIEN 24,1 .... ....
ALGERIEN 21,2 .... ....
USA 19,9 POLEN 4,4
KANADA 17,2 FRANKREICH 4,1
MEXIKO 16,3 .... ....
Buchtipp: GAZPROM - DAS UNHEIMLICHE IMPERIUM Wie wir Verbraucher betrogen und Staaten erpresst...; Jürgen Roth ISBN-10: 3-86489-000-4
CNG (Compressed Natural Gas) ist mit mindestens 200 Bar komprimiertes Erdgas. Verglichen mit LNG benötigt es das doppelte Volumen.
Bei minus 161° Celsius verflüssigtes Erdgas (LNG - Liquefied Natural Gas) nimmt einen 600mal geringeren Raum ein als gasförmiges. Dadurch eignet es sich sehr gut für den Transport mit Tankschiffen. Die Kosten für die dazu erforderlichen Einrichtungen - ein Verflüssigungsterminal kostet 2 Mrd. $, die Rückverdampfungsanlage 1 Mrd. $- sind jedoch beträchtlich. Tankschiffe gibt es ab 200 Millionen €, auch keine Kleinigkeit.
LNG macht unabhängig von politischer Willkür unterworfener transnationaler Pipelines.
Die Mehrkosten des Flüssiggases heben sich bei Transportdistanzen über 3.000 km auf, bei dieser Strecke entsprechen sie ungefähr den eingehobenen Pipeline-Gebühren.
[Bild links: Zapfsäule für mit CNG-Flüssiggas betriebene PKW und LKW. Bild: WEBSCHOOL]
LPG (Liquefied Petroleum Gas) ist ein Nebenprodukt bei der Erdöl- und Erdgasförderung, bestehend aus Propan und Butan. Für die Verflüssigung reicht ein Druck von acht Bar.
Rund 30 % (226 Mrd. m3) beträgt der Anteil von Flüssiggas am weltweiten Gashandel. Statistisches Jahrbuch BP 2007
China hat schon vorgesorgt. Ab 2013 erhält es von Australien jährlich 2 bis 3 Mio. t LNG - über einen Zeitraum von 15 bis 20 Jahren. Vertragswert: 24 bis 30 Mrd. Euro.
Australien produziert knapp 10 % des weltweiten LNG Bedarfs.
Das russische Sachalin-2-Projekt erzeugt seit 2010 ~10 Mio. t LNG (= 5 % der WP), zwei Drittel hat sich Japan, mit 70 Mio. t der weltweit größte LNG-Importeur, vertraglich gesichert.
Katar wird bis 2011 seine LNG -Produktion auf 77 Mio. t steigern (2009: 30 Mio. t)
2013 wurden 237 Mio. t LNG gehandelt.
32,5 % aller Exporte entfielen auf Katar, 10,5 % auf Malaysia, 9,5 % auf Australien. Weiters Indonesien (7 %), Nigeria (7 %), Trinidad (6 %), Algerien (4,5 %), Russland (4,5 %), Oman (3,5 %) Quelle: International Gas Union (IGU) Nov. 2014
Exxon-Mobil und die australische Oil Search werden ab 2014 in Papua-Neuguinea über einen Zeitraum von 30 Jahren jährlich 6,6 Mio. t LNG erzeugen. Das Erdgas wir über Pipelines aus dem Hochland nach der Hauptstadt Port Moresby transportiert und dort verflüssigt. Papua-Neuguinea ist an Oil Search mit 17 % beteiligt.
85 Prozent des LNG sind über langfristige Verträge verkauft, 15 Prozent werden auf dem Spotmarkt zu tagesaktuellen Preisen gehandelt.
Die Preise für LNG liegen in Asien und Lateinamerika etwa 30 % über den in Europa gezahlten. Hauptursache ist die geringe Auslastung bzw. sogar Stilllegung von Gaskraftwerken. Die viel stärker umweltbelastende Stromgewinnung aus Kohlekraftwerken kommt billiger, weil die Preise für die Verschmutzungsrechte (Klimazertifikate) auf einem Tiefstand sind. 04/2014
Ende 2008 waren rund 250 Flüssiggas-Tanker mit einem Fassungsvermögen zwischen 90 und 160 Mio. m3 (bezogen auf gasförmiges Erdgas) im Einsatz.
In Europa können sie ihre Fracht bei 19 LNG-Terminals löschen (3 i n F; 4 in GB; 1 in B; 1 in GR, 2 in I; 1 in P; 6 in ES; 1 in NL). In Bau sind 7 LNG-Terminals (3 in ES; 1 in PL; 1 in LT; 1 in I; 1 in F). 04/2014
LNG-Verbrauch (Mrd. m3) in Europa: 2013: 45,7; 2012: 65,2; 2011: 86,5; 2010: 86,3
LNG-Weltproduktion (Mrd. m3): 2013: 330
Gashydrate (Clathrate) sind feste, aus Eis und Gas (Methan) bestehende Verbindungen. Sie entstehen bei Temperaturen unter 5 Grad unter hohem Druck (>50 bar). Bedingungen, die in den Permafrostböden Alaskas, Kanadas und Sibiriens sowie im Meersboden herrschen.
Die weltweit in Gashydraten enthaltenen Gasreserven belaufen sich auf 1.500 Billionen m3 , sechsmal (!) mehr als die bekannten Erdgasvorräte.
Die Bedeutung und damit der Preis der Steinkohle nehmen zu. Ursache sind die stetig steigenden Erdölpreise, die starke Stahl-Nachfrage (benötigt Metallurgical Coal = Kokskohle) und die weiterhin dominierende Stellung der Kohle bei der Stromproduktion (Thermal Coal).
Der Referenzpreis für eine Tonne Steinkohle lag 2009 bei 70 $ (46 €). Auf dem Spotmarkt wurden über 80 $ erzielt.
Im Mai 2012 lag der Preis für 1 t australischer Thermal Coal knapp über 100 $ (75 €).
Laut Internationaler Energieagentur (IAEA) wird der Kohleverbrauch bis 2030 weiter zunehmen. China und Indien werden dann 80 % der weltweit verfügbaren Kohle verbrauchen.
15 % der Weltförderung werden international gehandelt.
Steinkohle + Braunkohle decken gemeinsam 30 % des globalen Energiebedarfs. Stand 2012
70 % der in China verbrauchten Energie stammen aus der Verbrennung von Kohle. Quelle: Chines. Land- + Rohstoffminist. 2009
1913 wurden in England 292 Mio. t Steinkohle produziert, 2014 waren es noch 12 Mio. t, 42 Mio. t wurden importiert.
Abhängig von der Konjunktur und den Wetterbedingungen benötigt Österreich jährlich 2,5 bis 3 Mio. t Kessel- und Kokskohle. 1,5 Mio. t kommen aus Polen, 800.000 t aus Tschechien, der Rest aus dem GUS-Raum.
Die für die Stahlerzeugung benötigte Kokoskohle kostete pro Tonne im Juni 2008 ~245 € inkl. Fracht.
In den USA und in Deutschland* wird knapp die Hälfte der elektrischen Energie aus Kohle gewonnen, in Australien > 75 %, in Polen sogar fast 95 %.
Mehr als 90 % des polnischen Stroms werden aus eigener Steinkohle erzeugt.
85 % des Stroms und 60 % der Heizenergie werden in Polen aus der Verfeuerung von Kohle gewonnen. NZZ 12. 1. 2017 S 18
Weltweit beträgt der Kohleanteil bei der Stromerzeugung knapp 40 %. Mit großem Abstand folgt Erdgas an zweiter Stelle (19 %).
*Deutschland 2009: 24 % des erzeugten Stroms stammen aus Braunkohle und 18 % aus Steinkohle. Atomstrom folgt mit 23,1 %, erneuerbare Energien steuern 16 %, Erdgas 13 % bei. Quelle: Bundesverband Braunkohle, AG Energiebilanzen
2012, den AKW wurde von der Politik langsam der Saft abgedreht, stellte sich die Strombilanz so dar:
Braunkohle: 25,7 % Steinkohle: 19,1 % Erdgas: 11,3 % Kernenergie: 16,1 % Erneuerbare Energieformen: 22,1 % Übrige: 5,7 %
2014, weitere Zunahme der Erneuerbaren in der Strombilanz. 614 Mrd. KWh wurden produziert:
Braunkohle: 25,4 % Steinkohle: 17,8 % Erdgas: 9,5 % Kernenergie: 15,8 % Erneuerbare Energieformen: 26,1 % Übrige: 5,4 %
Aufschlüsselung der Erneuerbare: Wind 9,1 PP, Biomasse 7 PP, Photovoltaik 5,7 PP, Wasserkraft 3,3 PP, Siedlungsabfälle 1 PP
2008 fördern die deutschen Gruben 17 Mio. Steinkohleneinheiten (SKE), die Förderkosten pro Tonne SKE betragen 151 €, ein Betrag, der Anfang des Jahres knapp 60 € unter dem Weltmarktpreis lag. Kontinuierliche Preissteigerungen lassen sogar die Hoffnung auf Einstellung der staatlichen Subventionen aufkommen.
Die EU zahlt unbeirrt brav weiter ihre Steinkohlensubvention, 2008 waren es gesamt 3,3 Mrd. €, davon bekam Deutschland 2,1 Mrd. €, Spanien 836 Mio. €, Rumänien 110 Mi. €, Polen 91 Mio. €, Ungarn 42 Mio. €.
Die Produktion einer Tonne Stahl erfordert 600 kg Steinkohle.
Mit einer Jahresproduktion von 2,6 Mrd. t (2007) ist China Weltmarktführer, die USA mit 990 Mio. t (2006), Indien 427 Mio. t und Australien 309 Mio. t folgen mit großem Abstand. Die Weltförderung betrug 5,37 Mrd. t. WCI (World Coal Institute) 2006 www.worldcoal.org, Verein der Kohleimporteure 2006
China plant die jährliche Fördermenge bis 2015 auf 3,3 Mrd. t zu erhöhen. Quelle: Chines. Land- und Rohstoffminist. 2009
Die Jahresproduktion in Deutschland wird von 24 Mio. t (2006) bis 2012 auf 12 Millionen sinken. Dann werden nur noch vier Zechen (Stand 2007: acht Zechen) in Betrieb sein. Grund: der Kohleabbau wird mit 2,4 Milliarden Euro jährlich vom Staat subventioniert (Stand 2007). Für 2018 plant Deutschland die endgültige Schließung aller Gruben.
Von den weltweit verbrauchten 5,37 Mrd. t entfielen auf Asien 63 %, USA + Kanada benötigten 19 %, Europa begnügte sich mit 7 %. WCI 2006
Chinas Wirtschaftswachstum ließ den Kohlebedarf auf 3 Mrd. t steigen und das Land 2008 vom Exporteur zum Importeur werden.
Weltproduktion 2010: 6,185 Mrd. t World Coal Association
Weltgrößter Exporteur ist Australien (Exporte 2005 231 Mio t, im Budgetjahr 2008/09 waren es 264 Mio t im Wert von 58 Mrd. austr. $ = 36,4 Mrd. € Kurs 11/09, Anteil an Australiens Gesamtexporten: 19 %) vor Indonesien (Exporte 2005 108 Mio t), Südafrika (Exporte 2005 73 Mio t) und Russland (Exporte 2005 76 Mio t) kommen.
2006 importierten Japan (178 Mio t), Südkorea (80 Mio t), Taiwan (64 Mio t), GB (51 Mio t), Deutschland (41 Mio t) und Indien (41 Mio t) die meiste Kohle. WCI 2006
Bei gleich bleibendem Verbrauch reichen die Kohlevorräte (weltweit 980 Milliarden Tonnen) noch 200 Jahre - die BP Statistical Review of World Energy Juni 2007 prognostiziert 150 Jahre.
2009 spricht der Bericht von 826 Mrd. Tonnen Weltvorräten und einem Zeithorizont von 122 Jahren.
Bei den Vorräte führt mit 27 % die USA, gefolgt von Russland (16 %), China (12 %), Australien (9 %).
Weltproduktion 2013 in Mrd. t: World Coal Association
China 3,561 / USA 0,904 / Indien 0,613 / Indonesien 0,489 / Australien 0,459 / Russland 0,347 / Südafrika 0,256 / Deutschland 0,191 / Kasachstan 0,120
In Moçambique liegen die größten - noch unerschlossenen - Kohlevorkommen der Welt. 23 Mrd. Tonnen befinden sich in der Region rund um die Stadt Moatize. Ab 2011 will Vale dort 2 Mio. t, später 10 Mio. t pro Jahr gewinnen. Gleiches plant die indische Ncondezi. Riversdale beginnt 2011 mit 5,3 Mio. t und will den Abbau auf 20 Mio. t. steigern.
Südafrika besitzt Kohlevorräte von 120 Mrd. t, jährlich fördert es 300 Mio. t (Platz 6 in der Weltrangliste), davon gingen >60 Mio. t in den Export.
In Tansania freuen sich die Chinesen über Lagerstätten von 500 Mio. t Kohle bei der Stadt Mchuchuma.
Chinas größter Kohleproduzent Shenhua ist führend an einer Unternehmensgruppe beteiligt, die sich im Juli 2011
40 % am westlichen Tsankhi-Block der Kohlegrube Tavan Tolgoi (Mongolei) gesichert hat. 1,2 Mrd. t Kohle, davon 65 % Kokskohle, lagern hier.
Für mehrere hundert Jahre reichen die Vorkommen in Simbabwe.
Weltproduktion Braunkohle 2010: 1,042 Mrd. t World Coal Association
Hauptproduzenten: Deutschland (169 Mio. t), Indonesien (163 Mio. t), Russland, Türkei, Australien, USA, Griechenland, Polen.
Kohle war ja schon einmal ganz groß da.
In einem Inserat der Firma RUHRKOHLE vom Oktober 1959 wird auf die Bedeutung und vielseitige Nutzung der Steinkohle hingewiesen:
Für die Produktion all der Güter, die wir brauchen, um angenehmer und besser zu leben, braucht unsere Wirtschaft Tag für Tag, Stunde für Stunde große Mengen an Energie. Fast neun Zehntel davon werden aus Kohle gewonnen.
Daß unser Lebensstandard wächst, daß es uns allen besser geht - die Kohle war und ist Voraussetzung und festes Fundament von Wirtschaft und Wohlstand. Sie ist immer wirtschaftlich, immer greifbar, immer sicher, immer zur Hand - unsere Kohle!
Bei der Kohleverflüssigung (Coal-to-Liquid-Verfahren) erhält man Erdöl bzw. Erdölprodukte. Sie wird ab einem Erdölpreis von 60 $ / Barrel wirtschaftlich. Allerdings nur, wenn man die enormen Umweltbelastungen nicht in Rechnung stellt.
Derzeit gibt es Verflüssigungsanlagen in Südafrika. In China und Australien ist ihr Bau geplant.
Zu Erdöl und Erdgas gibt es Alternativen. Die ganz Böse - Atomkraftwerke, die Böse -Kohle (siehe oben) und die Guten - Solarenergie, Geothermische Energie, Windkraft, Gezeitenkraft und Wasserkraft. Kohle deckt derzeit noch 20 % des Weltenergieverbrauchs, Atomkraftwerke und Wasserkraftwerke jeweils 7 %.
Die Zeit der umweltfreundlichen Energiegewinnung wird erst kommen, wenn der Erdölpreis so richtig weh tut oder irgendwann einmal die Erdölquellen versiegen. Jedoch: wenn Erdöl nicht mehr sprudelt, wird den Amerikanern wieder einfallen, dass es allein in Nordamerika riesige Vorkommen an Ölsanden und Ölschiefern gibt. Daraus kann man 400 Milliarden Tonnen Öl zu Förderkosten von 40 US-Dollar pro Barrel (das wird man dann gerne bezahlen) gewinnen. Die reichen für weitere 130 Jahre. Und bis dahin bin ich schon alt.
„Unser Freund, das Atom“ - oder so ähnlich - hieß ein Film, der in den Fünfzigern dem ehrfürchtig staunenden Publikum eine strahlende (damals noch ohne Doppelsinn) Zukunft in Aussicht stellte. Die Atomenergie, als Flaschengeist mit dem Oberkörper eines Bodybuilders dargestellt, wurde als unerschöpfliche Energiequelle gepriesen, deren friedliche Nutzung uns von unzähligen irdischen Lasten befreien würde.
Bild links: Demo gegen AKW-Temelin vor dem Bundeskanzleramt am 31. 1. 2007
Mit reichlich Optimismus und - auf Grund der weltweit üppig veranstalteten Atombombentests - rapide angestiege-ner Radioaktivität, spazierten wir glücklich durch Stadt und Land. Während uns der radioaktive Fallout der diversen atmosphärisch, oberirdisch, unterirdisch oder unterseeisch gezündeten Atombomben den Körper auflud, trieb uns das so uneigennützig um unser Wohl bemühte „gute“ Atom Dankbarkeitstränen ins Auge.
Auf die versprochenen „Atomsklaven“, die uns von der lästigen Arbeit im Haushalt und in der Industrie befreien sollten, warten wir noch. Wenigstens die Rolle als Energielieferant versuchte der Flaschengeist zu erfüllen. Spätestens seit den Unfällen von Harrisburg (Kraftwerk "Three Mile Island" 1979) und Tschernobyl (1986) steht es jedoch um sein Image nicht mehr zum besten.
Das japanische AKW Fukushima Daiichi hielt im März 2011 einem Doppelschlag - Erdbeben + Tsunami - nicht stand und brachte die einschlägigen Sicherheitsdebatten für kurze Zeit wieder in die Medien.
Österreich finanziert die Internationale Atomenergie-Organisation (IAEO) mit € 3.156.238,-- (2011) / 3.252.000,-- (2012) / 3.300.000,-- (2013) / 3.185.671,-- (2014) / 3.292.555,-- (2015) / 3.190.000,-- (2016 / 3.190.000,-- (2017) Quelle: BRA 2014 BVA 2015 +2016 + 2017 - UG12 Detailbudget 12.02.02
2008 deckten die weltweit 437 Reaktoren 16 % (= 2.658 Mrd. kWh) des Stromaufkommens. 32 waren in Bau, 74 fest geplant . Quelle: WNA World Nuclear Association
2011 erzeugten weltweit 438 Reaktoren , verteilt auf 212 AKW in 30 Staaten, 3.707 Mrd. kWh. 56 waren in Bau , sie sollten pro Jahr 519 Mrd. kWh leisten. Quelle: IEA, IAEA
Nach Angaben der World Nuclear Association waren 2011 weltweit 432 Reaktoren in Betrieb, 63 in Bau, 152 in Planung.
Im März 2012 waren weltweit 435 Reaktoren in 30 Staaten in Betrieb und 61 in Bau (davon 26 in China, 10 in Russland). Zusätzlich sind in China 51 Reaktoren, in Indien 17 und in Russland 16 in Planung. Quelle World Nuclear Association
Anfang 2013 waren weltweit 170 Atomkraftwerke in Planung bzw. in Bau (66):
Asien - 71 (326 Reaktoren) / Amerika - 35 (54 Reaktoren) / Afrika + Mittlerer Osten - 10 (36 Reaktoren) / Europa - 54 (144 Reaktoren) Quelle Arthur D. Little + Internationale Atomenergiekommission
2013 waren in Europa 186 Reaktoren in Betrieb, 19 in Bau. Quelle: IEA
2014 waren weltweit (ohne Japan) 390 Reaktoren in Betrieb, 72 in Bau, 172 in Planung Quelle: World Nuclear Assocition
2015 waren weltweit 441 Reaktoren in Betrieb, 65 AKWs in Planung Quelle: IAEA
40 Reaktoren waren seit 0 - 9 Jahren in Betrieb; 43 Reaktoren waren seit 10 - 19 Jahren in Betrieb; 108 Reaktoren waren seit 20 - 29 Jahren in Betrieb; 182 Reaktoren waren seit 30 - 39 Jahren in Betrieb; 68 Reaktoren waren seit 40 - 46 Jahren in Betrieb Quelle: IAEA
Strom aus Atomkraft: Globale Kapazität 1995 343 Gigawatt, 2015 387 Gigawatt
Bis 2040 werden laut IAE 200 der derzeit betriebenen 434 Reaktoren ihren Betrieb einstellen. Durch Bau neuer Reaktoren wird die aktuelle Kapazität (392 GW) auf 624 GW im Jahr 2040 ausgeweitet. Damit würde die Stromproduktion - um einen Prozentpunkt - auf 12 % gesteigert. Quelle: IEA 11/2014
In den USA gibt es 104 (die Hälfte davon ist mehr als dreißig Jahre alt. Die Anlagen erhielten 2007 eine Betriebsgenehmigung für weitere 30 Jahre), sie liefern 20 % des benötigten Stroms. 30 Reaktoren sind geplant und bei der Atomaufsicht beantragt. Senator Lamar Alexander (Tennessee) forderte den Bau von 100 Reaktoren (Gesamtkosten 600 Mrd. bis 1 Billion $).
2012 wurde der Bau von 2 Reaktoren (Vogtle 3 + 4) im bestehenden AKW Vogtle, Georgia, beschlossen. Sie sollen 2016 bzw. 2017 ans Netz gehen. Geschätzte Kosten: ~ 10 Mrd. € (14 Mrd.) Betriebsdauer: 60 Jahre
Zum Zeitpunkt des Harrisburg-Zwischenfalls war das AKW Bellefonte ( Alabama/Tennessee) zur Hälfte fertig, dennoch wurde die Arbeit sofort eingestellt. Seither dient Bellefonte (Baukosten 4,5 Mrd. $) als Ersatzteillager für andere Kraftwerke und teilt damit das Los des sogar fertigen, aber nie in Betrieb genommenen AKW-Zwentendorf in Österreich.
6 % der Stromimporte Österreichs stammen aus AKW. Stand 2011
US-Stromerzeugung
Kohle: 33 % Erdgas: 30 % Wasserkraft: 7 % Kernenergie: 20 % 1. HJ 2015 Quelle - US ENERGY INFORMATION ADMIN.
Großbritanniens veraltete Reaktoren sorgen für 17,2 % der Stromerzeugung.
Fast 10 % beträgt der Anteil der Erneuerbare Energieformen.
Entsorgungskosten für alle bisher in GB angefallenen atomaren Abfälle: 80 Mrd. € Quelle: NZZ 6. 2. 13 S1
Großbritannien betreibt 16 Reaktoren (Stand 10/2013; das jüngste ging 1995 in Betrieb) und will, um sie zu ersetzen, 10 neue bauen.
Für 1 AKW (Standort: Hinkley Point) mit 2 Druckwasserreaktoren erhielt ein Konsortium, geführt vom französischen Stromerzeuger EDF, am 21. 10. 13 die Baugenehmigung. Weitere Konsortiumspartner sind AREVA (F), China General Nuclear Corp. und China National Nuclear Corp. Kosten: 16 Mrd. £ (20,5 Mrd. € Stand Sep. 2014)
Betriebsdauer: 60 Jahre. Pro Megawattstunde wurden der EDF 92,5 £ Abnahmepreis für den Zeitraum von 35 Jahren eine jährliche Preiserhöhung im Ausmaß der Inflationsrate garantiert.
Die Anlage soll ab 2032 7 % des britischen Strombedarfs erzeugen.
Japan deckt(e) mit 53 Reaktorblöcken (an 17 Standorten) 25 % seines Energiebedarfs. 8 sind in Bau, 14 in Planung. Als Folge des Bebens im März 2011 wurden am Standort Fukushima Daiichi 3 Reaktoren (die gemeinsam ~2.000 MW leisteten) zerstört, in einem bereits stillgelegten vierten brach ein Brand aus.
TEPCO, der Betreiber von Fukushima Daiichi verfeuerte im Juli 2013 745.000 Tonnen Steinkohle. Das war knapp das Doppelte von Juli 2012. HaBla 12. 8. 2013 S 23
Bis September 2013 waren alle Reaktoren zwecks Sicherheitsüberprüfungen vom Netz genommen worden. Die dadurch entstandene Energielücke - 30 % des Stroms lieferten AKW - wurde durch massive Importe von Kohle, Erdöl und Flüssiggas geschlossen. 14 mit fossilen Brennstoffen betriebene Kraftwerke gingen bis 2014 ans Netz.
Im August 2015 werden die ersten - von 43 noch betriebsfähigen - Reaktoren (AKW Sendai Reaktoren 1 + 2) wieder hochgefahren.
Am 21. 12. 16 beschloss Japan seinen "schnellen Brüter", das KKW in Monju (Inbetriebnahme 1994) stillzulegen. Bis dahin waren Kosten von 8 Mrd. aufgelaufen. Der Abbau der Anlage wird mit 3 Mrd. € veranschlagt.
Japans Stromerzeugung
nach der AKW-Abschaltung: Fossile Energie: 90 % Erneuerbare Energieformen: 10 %
geplant ab 2030: Fossile Energie: 55 % Erneuerbare Energieformen: 22 - 24 % Kernenergie: 20 - 22 %
In Frankreich erzeugen 58 Reaktoren (an 19 Standorten) 77 % des Strombedarfs - derzeit 1 Reaktor im Bau (Flamanville, Normandie; geschätzte Baukosten 2005: 3,3 Mrd. €; 2013: 8,5 Mrd. €; 2017: 10,5 Mrd. €) 2 weitere geplant.
Frankreichs Stromerzeugung
Fossile Energie: 9,6 % Wasserkraft: 11,9 % Kernenergie: 76,4 % Erneuerbare Energieformen: 2,1 % lt. IAEA 1. 1. 2011
Fossile Energie: 10,0 % Wasserkraft: 11,9 % Kernenergie: 75,5 % Erneuerbare Energieformen: 2,6 % lt. IAEA 1. 1. 2013
Fossile Energie: 5,0 % Kernenergie: 77 % Erneuerbare Energieformen: 16,8 % Sonstige: 1,2 2014
In Russland sorgen 32 Reaktoren für die Deckung von 16 % des Stromverbrauchs. 11 Reaktoren sind in Bau. Russland will bis 2030 26 Reaktoren bauen und damit den Anteil an der Stromproduktion auf 35 % verdoppeln. Ab 2020 sollen Schnelle Brüter zum Einsatz kommen. Dieser Reaktor-Typ nutzt statt leicht angereichertem Uran Plutonium und Thorium, die einen höheren Wirkungsgrad haben und weniger radioaktiven Abfall produzieren.
Die Ukraine betreibt 15 Reaktoren weitere 2 sind geplant (= die Blöcke 3 + 4 im KKW Khmelnitsky):
Amtsblatt WZ 17. Mai 2013
In Schweden wo 3 AKW (Forsmark, Oskarshamn, Ringhals) mit insgesamt 10 Reaktoren 50 % des Stromaufkommens abdecken, war 1980 der Atomausstieg per Gesetz für 2010 festgelegt worden. Am 17. Juni 2010 hob das Parlament das Gesetz auf und erlaubte den Betreibern an den drei Standorten die alten Meiler durch 10 moderne zu ersetzen.
Schwedens Stromerzeugung 2012
Fossile Energie: 9,6 % Kernenergie: 37,9 % Wasserkraft + Erneuerbare Energieformen: 52,5 % EU-Kommission
Kernenergie: 41,5% 2014
Finnland verfügt über 4 Reaktoren und baut an einem fünften - Olkiluoto 3, dessen Indienstnahme 2009 vorgesehen, dann auf 2013, danach auf 2015 und zuletzt auf Ende 2018 verschoben werden musste. Immer strengere Sicherheitsvorschriften haben die Baukosten von 3 Mrd. € auf 8,5 Mrd. € steigen lassen.
Im Juli 2010 beschloss das Parlament die Baugenehmigung für weitere zwei AKW. Damit sollen die Klimaziele erfüllt und die Abhängigkeit von russischen Energieimporten verringert werden.
Im Feber 2013 gab Toshiba bekannt, dass es den Bieterwettbewerb um den Bau des AKW Hanhikivi gewonnen hat. Am 5. 12. 2014 bewilligte das finnische Parlament den Bau eines sechsten AKW, Standort Pyhäjoki. Baubeginn frühestens 2018. 34 %-Partner ist staatliche russische Rosatom.
2009 wurden 28% des Strombedarfs aus Kernkraft, 16 % aus Wasserkraft, 25 % aus fossilen Energieträger erzeugt.
2012 deckte FINNLAND seinen Energiebedarf zu 18% aus Kernkraft, 24,4 % aus Öl, 23,4 % aus Holz, 8,9 % aus Kohle, 8,2 % aus Gas, 17,1 % Sonstige.
Kernenergie: 34,6 % 2014
Amtsblatt WZ 26. Februar 2014
Finnland ist der erste Staat, der ein Endlager für hochradioaktive Abfälle baut. Es liegt auf der Halbinsel Olkiluoto, nahe von zwei AKW. In 420 Meter Tiefe wird ein Netz paralleler Tunnelröhren angelegt, in dem die verbrauchten Brennelemente aller finnischen AKW deponiert werden sollen. Davor müssen sie 40 Jahre in einem wassergefüllten Abklingbecken lagern. Danach werden die Brennstäbe in gusseiserne Zylinder eingeschweißt, die ihrerseits von kupfernen Behältern umschlossen werden. Diese Körper werden schließlich in vertikalen Bohrlöchern versenkt. Pro Kilometer Tunnel finden 100 Container Platz.
Baubeginn: Ende 2016 Inbetriebnahme: 2023
17 Reaktoren in Deutschland produzierten im Jahr 2008 140.709 GWh.
AKW-Betreiber sind: Eon, RWE, EnBW, Vattenfall.
Die Regierung Merkel II hat 2010 die Laufzeiten für AKW, die vor 1980 gebaut wurden um 8 Jahre, für später gebaute um 14 Jahre verlängert.
Im März 2011 - nach dem Unglück in Japan - wurden die sieben ältesten Reaktoren für drei Monate vom Netz genommen, darunter Neckarwestheim I, das vom Betreiber EnBW endgültig geschlossen wurde.
Wenige Wochen danach beschloss die Regierung den Ausstieg aus der Kernenergie.
2014 waren noch 9 Reaktoren in Betrieb: Brokdorf (Leistung: 1.480 Megawatt; Betriebsdauer bis 2021), Grohnde (Leistung: 1.430; Betriebsdauer bis 2021), Emsland (Leistung: 1.400; Betriebsdauer bis 2022), Grafenrheinfeld (Leistung: 1.345; Betriebsdauer bis 2015), Philippsburg 2 (Leistung: 1.468; Betriebsdauer bis 2019), Neckarwestheim 2 (Leistung: 1.400; Betriebsdauer bis 2022), Isar 2 (Leistung: 1.485; Betriebsdauer bis 2022), Grundremmingen B (Leistung: 1.344; Betriebsdauer bis 2017), Grundremmingen C (Leistung: 1.344; Betriebsdauer bis 2021)
2022 sollte der letzte Reaktor abgeschaltet werden. Dann müssen die Brennelemente über einen Zeitraum von 5 bis 7 Jahren kontrolliert abklingen, erst danach beginnt der eigentliche Rückbau. Dafür und für die Entsorgung der Brennelemente haben die vier Betreiber Rückstellungen von 36 Mrd. € gebildet, die sie in eine Stiftung einbringen wollen.
Für den hochradioaktiven Müll muss ein Endlager gefunden werden. Wie die Suche ablaufen soll, ist im Endlagersuchgesetz BGBl. Jahrgang 2013 Teil I Nr. 41; ausgegeben zu Bonn am 26. 7. 2013
Deutschlands Energiehaushalt (Stromerzeugung)
Fossile Energie: 60,8 % Wasserkraft: 4,2 % Kernenergie: 23,3 % Erneuerbare Energieformen: 11,6 % lt. IAEA 1. 1. 2011
Fossile Energie: 57 % Kernenergie: 18 % Erneuerbare Energieformen: 25 % AG Energiebilanzen Schätzung Dez. 2012
2014 614 Mrd. kWh; davon aus: Braunkohle 25,4 % Steinkohle 17,8 % Erdgas 9,5 % Mineralöl + Sonstige 5,4 % Wasserkraft: 3,3 % Kernenergie: 15,8 % Wind: 9,1 % Biomasse: 7,0 % Fotovoltaik: 5,7 % Sonstige: 1,1 % 2014 (Quelle BDEW)
Nicht nur der Bau, auch der Rückbau eines AKW unterliegt einer Umweltverträglichkeitsprüfung:
Amtsblatt WZ 10. April 2014
In der Schweiz sind 5 Reaktoren in Betrieb, 2 weitere geplant. Geschätzte Kosten pro AKW: 6 Mrd. CHF. Der Lauf durch die Institutionen und die Zustimmung durch das Volk vorausgesetzt wird den Baubeginn auf 2017 hinauszögern. Errichtungsdauer bis zu 6 Jahre.
Das AKW Mühleberg wird 2019 still gelegt.
Die bestehenden verfügen über unbefristete Betriebsbewilligungen.
Eine ATOMAUSSTIEGSINITIATIVE wurde vom Schweizer Stimmvolk am 27. Nov. 2016 abgelehnt
Die Schweiz erzeugt ihren Strom zu .. % aus
Fossile Energie: 1,3 % Kernenergie: 40,1 % Wasserkraft: 55 % Erneuerbare Energieformen: 3,6 % IAEA 1. 1. 2008
Fossile Energie: 5,5 % Kernenergie: 35,8 % Wasserkraft: 55 % Erneuerbare Energieformen: 3,7 % IAEA 1. 1. 2013
Die Tschechische Republik plant auf dem Gelände des Kernkraftwerks TEMELIN, das derzeit über 2 Reaktoren verfügt, 2 weitere Reaktoren (Block 3 + 4) zu errichten. Kostenschätzung: 11 Mrd. € Baubeginn: 2016
Die Umweltverträglichkeitsprüfung nach tschechischem Recht mit Beteiligung Österreichs war zwingend vorgeschrieben. Die Umweltverträglichkeitsdokumentation konnte auf den Websites der Bundesländer nachgelesen werden. Schriftliche Stellungnahmen von Bürgern wurden an die tschechische Behörde weiter geleitet. (Amtsblatt in der WZ Seite 30, 26. Aug. 2010)
Ein zweites AKW mit 4 Reaktoren steht in Dukovany.
2012 wurden 30 % des Strombedarfs aus Atomenergie erzeugt, 2050 sollen es 50 % sein.
Tschechiens Stromerzeugung 2012
Fossile Energie: 57,9 % Kernenergie: 35,3 % Wasserkraft + Erneuerbare Energieformen: 6,7 % EU-Kommission
Kernenergie: 35,8 % 2014
In der Slowakei stehen 2 AKW ( Bohunice + Mochovce) mit je 2 Reaktoren. 2 sind im Bau - siehe Kundmachung vom 26. 3. 2014. In Bohunice befinden sich auch drei stillgelegte Reaktoren.
Slowakische Stromerzeugung aus
Kernenergie: 56,8 % 2014
4 Reaktoren hat(te) das ungarische AKW PAKS. Im Jänner 2014 vereinbarten Russland + Ungarn den Bau zweier weiterer Reaktoren. Kosten von 12,5 Mrd. €. 10 Mrd. € werden mit einem langfristigen russischen Kredit finanziert, 2,5 Mrd. € muss Ungarn aus dem Budget aufbringen. Gebaut werden die neuen Reaktoren von Rosatom. Der Vertrag für PAKS II (Gesamtkapazität 2.400 Megawatt) wurde am 9. 12. 2014 in Budapest unterzeichnet.
Slowenien hat 1 AKW ( Krško) mit einem Reaktor.
Sloweniens Stromerzeugung aus
Kernenergie: 51,3 % 2014
Belgische AKW (gesamt 7 Reaktoren), deren Stilllegung gesetzlich vorgesehen 2015 erfolgt wäre, werden laut Regierungsbeschluss (11. 09) noch bis 2025 betrieben.
Belgiens Stromerzeugung 2012
Fossile Energie: 40,5 % Kernenergie: 51,3 % Wasserkraft + Erneuerbare Energieformen: 6,0 % EU-Kommission
Italien hat 1987 die Abschaltung seiner 3 Atomkraftwerke beschlossen (Ergebnis einer Volksabstimmung). Sind seit 1990 still gelegt. Ein viertes wurde nicht fertig gestellt. 2008 hob die damalige Regierung Berlusconi den Beschluss auf und plante den Bau von 13 Reaktoren. 2013 soll(te) mit dem Bau des ersten europäischen Druckwasserreaktor begonnen werden. 2020 die ersten Inbetriebnahmen erfolgen. 4/2011 wurden (bis zum nächsten Regierungswechsel?) die Pläne gestoppt.
Eine Volksabstimmung im Juni 2011 fegte die Pläne vom Tisch: mehr als 90 % der Stimmen waren gegen Atomenergie.
Italiens Energiehaushalt:
80 % der inländischen Stromproduktion werden aus Fossilen Energieträgern (davon 50 % aus Erdgas) gewonnen, 18 % aus Erneuerbaren Energieformen (davon 80 % aus Wasserkraft), 15 % des Strombedarfs werden durch Kernenergie (geliefert von AKW in der Schweiz und Frankreich) gedeckt.
Bulgarien betreibt 1 AKW mit 2 Reaktoren (Kozloduj), ein weiteres - ebenfalls mit 2 Reaktoren (Leistung je 1.000 MW) - sollte in Belene gebaut werden. Generallieferant war die russische Atomstrojexport. Der ursprüngliche Preis von 4 Mrd. € + Finanzierungskosten war bis 2012 auf 10 Mrd. € angewachsen. Die Regierung stoppte den Bau.
In Kozloduj gibt es weiters 4 stillgelegte Reaktoren und einen in Bau befindlichen, den insgesamt siebenten Reaktor.
Bulgariens Stromerzeugung aus Kernenergie: 31,8 % 2014
Amtsblatt WZ 13. November 2013
Rumänien 1 AKW mit 2 Reaktoren ist in Planung.
Polen möchte bis 2020 sein erstes AKW fertig gestellt haben.
Polens Stromerzeugung 2012
Fossile Energie: 89,1 % Wasserkraft + Erneuerbare Energieformen: 10,9 % EU-Kommission
Kanada hatte nach Reaktivierung bereits stillgelegter Reaktoren 2009 18 AKW in Betrieb.
Litauen legte sein einziges AKW (Reaktor 2 in Ignalina, Reaktor 1 war bereits 2004 still gelegt worden) am 31. 12. 2009 still und kam damit einer Verpflichtung gegenüber der EU nach (Beitrittsvoraussetzung). Damit wurde Ignalina von einer Minute auf die andere vom wichtigsten Stromerzeuger des Landes zu einem der größten Verbraucher, denn Brennstäbe müssen ständig gekühlt und Unterhaltsarbeiten vorgenommen werden. Als erstes AKW weltweit wird bei Ignalina ein Rückbau erfolgen. Das wird 30 Jahre dauern und ~3 Mrd. € kosten. Viel Geld, damit man am Ende wieder das bekommt, was vor dem Bau an dieser Stelle war: Gras und Blumen.
Abschaltung und der Rückbau* (Umschreibung für Abriss!) als EU-Beitrittsvoraussetzung betraf auch die Meiler Kozloduj (Bulgarien) und Bohunice (Slowakei).
Bis Ende 2013 entstanden dadurch Kosten von 6 Mrd. €. Die Hälfte davon brachte die EU auf.
Ab 2014 fallen weitere 5 Mrd. € - 50 % trägt die EU - an.
Die Errichtung eines neuen AKW in Litauen (gemeinsam mit Lettland, Estland + Polen) ist geplant.
*Ein AKW kann durch "gesicherten Einschluss" (das Gebäude wird versiegelt, bis die Strahlung abgeklungen ist - dauert ~40 Jahre) oder durch "direkten Rückbau" (beginnt nach 5 bis 7 Jahren, wenn die Brennelemente abgeklungen sind) aus der Landschaft getilgt werden.
Russland plant bis 2020 seinen momentanen Bestand (31) zu verdoppeln und dann 25 % seines Strombedarfs damit decken. 7 AKW sind derzeit im Bau.
Neben üppigen Reserven an Erdöl und Erdgas verfügt Russland auch noch über ein riesiges, erst zu 20 % genutztes Wasserkraftpotential.
Spaniens 8 AKW liefern 20 % des nationalen Strombedarfs. Das älteste AKW, Garoña, hatte 2009 die von der Politik verordnete maximale Betriebsdauer von 40 Jahren erreicht, bekam jedoch eine Laufzeitverlängerung um 3 Jahre.
China hat 20 Reaktoren in Betrieb, 29 werden derzeit errichtet, 59 sind in Planung.
Anfang 2011 teilte China der Welt mit, dass seinen Technikern ein "Durchbruch" bei der Wiederaufbereitung von Atommüll gelungen sei. Damit reichen Chinas Uranbestände statt wie bisher für maximal 70 nun für 3.000 Jahre.
Nach dem Unglück von Fukushima (März 2011) verlangsamte China sein Atomausbauprogramm. Bis 2015 sollen "nur einige wenige" neue AKW tatsächlich gebaut werden.
In Taiwan sind 3 AKW in Betrieb, das vierte - Lungmen (verfügt über 2 Reaktoren, die je 1,3 Gigawatt Strom erzeugen werden) - steht kurz vor der Fertigstellung. Nach vehementen Protesten gegen die Inbetriebnahme des 6,7 Mio. Euro-Projekts wird eine Volksabstimmung entscheiden.
Die drei bestehenden produzieren rund 20 % des Strombedarfs, sie werden ab 2018 nach und nach abgeschaltet.
Indien betreibt 6 AKW (Standorte: Narora, Rajasthan, Kakrapar, Tarapur, Kaiga, Madras) mit gesamt 19 Reaktorblöcken, 3 AKW (Standorte: Kaiga, PFBR, Kudankulam) mit gesamt 6 Reaktorblöcken sind im Bau. Quelle: IAEA 2010
In den nächsten 25 Jahren sollen 25 AKW mit einer Gesamtleistung von 40 bis 60 Gigawatt gebaut werden. Investitionsvolumen: 200 Mrd. $.
2009 wurden 2 % des Strombedarfs von AKW erbracht.
Indiens Energiehaushalt:
65,4 % der inländischen Stromproduktion werden aus Fossilen Energieträgern (55,3 % aus Kohle, 9,5 % aus Erdgas 0,6 % aus Erdöl) gewonnen, 32,1 % aus Erneuerbaren Energieformen (davon 20,4 % aus Wasserkraft), 2,5 % des Strombedarfs werden durch Kernenergie gedeckt. Quelle: Ministry of Power
Pakistan verfügt über 3 AKW (Das bisher letzte, Cashma-2, wurde im Mai 2011in Betrieb genommen)
Die Türkei, bisher AKW-frei, möchte bis 2030 über drei AKW verfügen und damit mindestens 15 % der heimischen Stromproduktion decken.
Das erste AKW (vier Reaktoren, Gesamtleistung 4.800 MW, Baukosten 20 Mrd. $) baut die russische Rosatom in Akkuyu. Baubeginn: 2015. Fertigstellung: 2017. Die Anlage wird in russischem Besitz bleiben!
Bei Sinop am Schwarzen Meer sollen Mitsubishi Heavy (Japan) und GDF Suez (Frankreich) das zweite AKW - mit ebenfalls vier Reaktoren - der Türkei bauen. Leistung: 4,5 Gigawatt; Gesamtkosten: 22 Mrd. €; Vertragsunterzeichnung durch die Regierungschefs (Erdogan und Abe) von war am 3. Mai 2013; Baubeginn: 2017; Fertigstellung: 2023
Eine "weiße AKW-Weste" haben Indonesien und Malaysia. Spätestens 2022 werden ihre heute bekannten Erdgas- und Erdölquellen erschöpft sein. Dann sollen in Indonesien vier AKW zur Energieversorgung beitragen, in Malaysia eines.
Thailand will 2020 sein erstes AKW bauen und hat dafür 6 Milliarden $ budgetiert. Pläne für weiter 4 existieren. Thailands Energiehaushalt lt. IAEA 1. 1. 2011
Fossile Energie: 91,9 % Wasserkraft: 4,8 % Kernenergie: 0 % Erneuerbare Energieformen: 3,3 %
In Südkorea werden 20 Reaktoren betrieben, 6 sind im Bau.
Vietnam plant 13 AKW.
In 100 km Entfernung zur Hauptstadt steht auf den Philippinen seit 1984 ein fertiges AKW (Kosten: 2 Mrd. $) in einer erdbebengefährdeten Zone herum.
Brasilien errichtet einen dritten Reaktor. Er wird neben den bereits aktiven Angra I und Angra II, die 2 % des gesamten Stromaufkommens liefern, gebaut. Angra III leistet 1.400 Megawatt und geht 2015 in Betrieb.
Weitere 4 AKW sind in Planung, bis zu 50 kleinere Atommeiler sollen bis 2050 ans Netz gehen.
Die Uranversorgung ist mehr als gesichert. Mit mindestens 500.000 t verfügt Brasilien über die weltweit sechstgrößten Uranreserven.
75 % der Stromgewinnung entfallen auf Wasserkraft. Stand 2007
In Argentinien arbeiten zwei Reaktoren, ein dritter - Atucha II - lief am 28. Sep. 2011 an, den Vollbetrieb nimmt er Mitte 2012 auf. Dann wird sich der Anteil der Atomenergie an der Stromerzeugung von 7 % auf 10 % erhöhen.
Der erste Reaktor im Iran (Bushehr), gebaut von Russland, wurde im August 2010 in Betrieb genommen (die geplante Eröffnung 2007 scheiterte wegen schleppender Zahlungen an die mit dem Bau befassten Unternehmen, später wegen technischer Problem). Anfang 2011 sollte er ans Netz gehen, doch mussten wegen technischer Probleme die Brennelemente wieder ausgebaut werden, um Tests und Messungen vorzunehmen.
Am 4. September 2011 wurde er ans iranische Stromnetz im Testbetrieb angeschlossen. Quelle: ISNA
Sechs weitere sollen bis 2015 folgen. Jedoch werden die nachgewiesenen Uranvorräte des Landes bereits 2012, die vermuteten (!) spätestens 2023 aufgebraucht sein.
Am 11. Nov. 2014 vereinbarten Russland und der Iran die Erweiterung des AKW Bushehr um zwei Reaktoren. Dazu kommen weitere sechs Atomreaktoren an noch ungenannten Standorten.
Die Vereinigten Arabischen Emirate (VAE) investieren 20 Mrd. $ in ihr erstes AKW. Es besteht aus vier Reaktoren, die jeweils 1.400 Megawatt leisten. Der erste Reaktor soll 2017 in Betrieb gehen.
Der Einsatz von Erdöl und Erdgas als politisches Druckmittel, besonders seitens Russlands, und die EU-Richtlinien zur Reduzierung der CO2-Werte lassen AKW wieder als wirtschaftlich und politisch opportun erscheinen.
Jedoch ist zu berücksichtigen, dass die bekannten Uranreserven beim derzeitigen Verbrauch in 60 Jahren erschöpft sein werden. Bei forciertem AKW-Ausbau dementsprechend früher.
Die World Nuclear Association beziffert die Weltreserven mit 5,47 Mio. Tonnen, die für 67 Jahre reichen sollten. Juni 2009
URAN (U3O8 - im Handel als Uranoxid-Konzentrat bzw. Yellow Cake nach der Farbe, die das pulverförmige Gemisch der Uranverbindungen hat - 1kg Uranoxid = 0,848 kg Uran)
Die Versorgung für ein Atomkraftwerk muss langfristig gesichert sein. Schließlich sind die hohen Bau- und Entsorgungskosten nur dann vertretbar, wenn das Kraftwerk ununterbrochen in Betrieb ist. Deshalb entfällt auf den langfristigen Vertragsmarkt (90 bis 95 % des gesamten Handelsvolumens) der Löwenanteil. Die Verträge erstrecken sich über drei bis fünf Jahre, wegen zunehmender Verknappung auch länger (10 und mehr Jahre).
Käufe auf dem Kassamarkt = Spotmarkt (die restlichen 10 % des gesamten Handelsvolumens) sehen Lieferungen sechs Monate nach Abschluss vor.
2008 kam der Uranmarkt im Zuge der Finanzkrise leicht durcheinander. Mit 20.000 Tonnen war doppelt so viel Uranoxid-Konzentrat auf dem Markt als in "normalen" Zeiten.
Fällige Terminkontrakte brachten die insolvente Bank Lehmann Brothers in den Besitz von 227 Tonnen Yellow Cake, einer Menge, mit der ein Atomreaktor ein Jahr lang betrieben oder eine Atombombe gebaut werden kann.
Weltweiter Uranverbrauch 2007: 66.000 Tonnen. Davon stammen 65 % aus der Minenproduktion ("primäres" Angebot, 2006: 40.000 Tonnen), die restlichen 35 % aus dem "sekundären" Angebot, sind hochangereichertes, atomwaffenfähiges Uran (besteht zu mehr als 90 % aus U235), aus den Zeiten der atomaren Abschreckung, das abgereichert wird (auf einenU235-Gehalt von 3 - 5 %), sowie Uran aus den Lagerbeständen von Atomkraftwerken.
Weltweiter Bedarf 2008: 64.700 Tonnen
Weltweiter Bedarf 2011: 70.000 Tonnen Schätzung IAEA
Größte Lagerstätten:
Australien (40 %! - dennoch gibt es in Australien KEIN AKW), USA, Kanada, Niger, Kasachstan, Namibia, Südafrika, Brasilien, Russland, Ukraine, Usbekistan
Größte Uranminen (Staat; Besitzer; Produktion 2010):
McArthur River (Kanada; Cameco - der weltweit größte Uranproduzent; 7.654 t); Ranger (Australien; Rio Tinto; 3.216 t); Rossing (Namibia; Rio Tinto; 3.077 t); Kraznokamensk (Russland; ARMZ; 2.920 t); Arlit (Niger; Somair / Areva; 2.650 t); Tortkuduk (Kasachstan; Katko JV / Areva;2.439 t); Olympic Dam (Australien; BHP Billiton; 2.330 t).
Kasachstan (2011: 19.451t 2012: 21.317t 2013: 22.500t), Kanada (2011: 9.145t 2012: 8.999t), Australien (2011: 5.983t 2012: 6.991t), Niger (2011: 4.351t 2012: 4.667t), Namibia (2011: 3.258t 2012: 4.495t), Usbekistan (6 %), USA (2 %), ... siehe Tabelle weiter unten Quelle: WNA / Rohstoff-Report
Bedarf 2013:
USA 18.938 t; Frankreich 9.254 t; China 5.999 t; Russland 5.073 t; Japan 4.425 t Quelle: World Nuclear Association; Thomson Reuters
Weltproduktion 2013: 60.000 Tonnen
2010 schloss China einen Liefervertrag mit Kasachstan über den Import von 24.200 t Uran bis 2012.
Die tschechische Regierung hat im Juni 2007 die Verlängerung der Genehmigung des Uranabbaus im Bergwerk Rožná auf unbestimmte Zeit beschlossen. In Tschechiens Lagerstätten befinden sich noch 115.000 t Uran mit einem Marktwert von 18 Mrd. € Kurs 3/09.
Zwischen 1946 und 1992 war das Land weltweit fünftgrößter Uranproduzent. Damalige Rangliste: 1. USA, 2. Kanada, 3. DDR. Quelle: Nuclear Information and Resource Service
Das australische Bergwerk Olympic Dam ist die weltweit größte Uranlagerstätte, Besitzer ist BHP Billiton.
Ertragreichste Mine der Welt ist McArthur (Saskatchewan, Kanada) mit einer Jahresproduktion von 7.200 t (18 Mio. Pfund).
Weltweit führender Uranproduzent ist das kanadische Unternehmen Cameco. Mit Abstand folgen Areva, Rio Tinto und BHP Billiton.
Cameco und die australische Paladin Energy sicherten sich 2010 die Explorationsrechte an den Minen Angela und Pamela in Zentralaustralien. Erwartete Uranausbeute: 13.000 t (28,6 Mio. lb) Reinheitsgehalt: 1,4 %
Preisentwicklung: Jän. 2001 7 US$/lb / Jän. 07 90 US$/lb / Juli 07 145 US$/lb / Dez. 07 93 US$/lb / Juli 08 64 US$/lb / März 09 50 US$/lb / im März 09 kosteten Futures für 2010 64 US$/lb 1lb = 454 Gramm / Spotmarkt im Feb. 2010 42 US$/lb / März 11 70 US$/lb / Nov. 11 53 US$/lb / März 12 50 US$/lb / April 12 51 US$/lb / Sep. 13 34 US$/lb / 14. Feb. 14 35,75 US$/lb / Sep. 14 32 US$/lb.
Seit Mai 2007 notiert Uran an der NYMEX*
Auf den ersten Blick scheint Österreich fein raus. Ein AKW wurde zwar gebaut, seine Inbetriebnahme aber per Volksabstimmung verhindert. Atomstrom „konsumieren“ wir trotzdem: ein Fünftel unseres Stromverbrauchs wird aus Kernkraftwerken gedeckt.
Nach Angaben der Internationalen Energieagentur wurden 2007 16 % der weltweiten Stromproduktion aus Kernkraft gewonnen.
Drei Anbietergemeinschaften dominieren den AKW-Markt: Westinghouse + GE-Hitachi (USA, Japan), Areva (F), Siemens + Rosatom (D + Ru)
*Seit 7. Mai 2007 wird Uran an der New Yorker Warenterminbörse (NYMEX) gehandelt. Statt der bis dahin von Marktforschungsinstituten ermittelten wöchentlichen Preise ist es nun möglich, den aktuellen Tagespreis auf der Website www.nymex.com abzufragen.
Bisher waren Liefermengen, Lieferterminen und Preisuntergrenzen geregelt. Die Produzenten schließen zunehmend Lieferverträge auf Basis aktueller Marktpreise ab. Angesichts ständig steigender Preise gefällt das den Betreibern der Atomkraftwerke weniger gut.
Die am längsten laufenden Terminkontrakte haben eine Laufzeit von 36 Monaten.
Teure Träume:
15 Mrd. € haben die EU-Staaten, die Schweiz, USA, Japan, China, Russland, Südkorea und Indien für den Bau des Kernfusion-Versuchsreaktors ITER (International Thermonuclear ExperimentalReactor) bereit gestellt. ITER wird in Frankreich stehen, in seinem Inneren sollen bei extremer Hitze leichte Atomkerne miteinender verschmolzen werden. Dabei wird zehnmal mehr Energie freigesetzt als für die Reaktion aufgewendet werden muss.
ITER soll 2019 seinen Versuchsbetrieb aufnehmen.
Atomkraftwerke in Europa - decken ..% des nationalen Strombedarfs
BELGIEN 7 51 % RUSSLAND 31 16 %
BULGARIEN 4 42 % SCHWEDEN 10 38 %
DEUTSCHLAND 17 28 % SCHWEIZ 5 39 %
FINNLAND 4 30 % SLOWAKEI 6 55 %
FRANKREICH 59 76 % SLOWENIEN 1 39 %
GROSSBRITANNIEN 23 18 % SPANIEN 9 18 %
LITAUEN 1 72 % TSCHECHIEN 6 32 %
NIEDERLANDE 1 4 % UKRAINE 15 51 %
RUMÄNIEN 1 *18 % UNGARN 4 34 %
*seit Okt. 2007 lt. Regierungsangaben
Quelle: IAEA 2009 / 10 weitere Daten zum Thema: www.kernenergie.de
Minenproduktion URAN in t
KASACHSTAN 14.020 17.803 21.317 MALAWI 104 670
KANADA 10.173 9.783 8.999 SÜDAFRIKA 563 583
AUSTRALIEN 7.982 5.900 6.991 INDIEN* 290 400
NAMIBIA 4.626 4.496 4.495 TSCHECHIEN 258 254
NIGER 3.243 4.198 4.667 BRASILIEN 345 148
RUSSLAND 3.564 3.562 RUMÄNIEN* 75 77
USBEKISTAN 2.429 2.400 PAKISTAN* 50 45
USA 1.453 1.660 FRANKREICH 8 7
UKRAINE* 840 850 WELT gesamt 50.772 53.663
CHINA* 750 827
Größte URANPRODUZENTEN (in Tonnen / 2011) Quelle: WNA
Cameco (Kanada) 8.758 Uranium One (Kanada) 2.855
Areva (Frankreich) 8.319 Navoi (Usbekistan) 2.400
KazAtomProm (Kasachstan) 8.116 BHP Billiton (Australien) 2.330
Rio Tinto (England - Australien) 6.293 Paladin (Australien) 2.089
ARMZ (Russland) 4.311 Sopamin (Niger) 1.450
Diese Art der Energiegewinnung gehört zu den umweltschonendsten.
In Österreich ist das Wasserkraftpotential schon ziemlich gut genutzt. Gut 60 % unseres Strombedarfs wird durch Wasserkraft gedeckt. Noch offene Kapazitäten sind aus politischen und rechtlichen Gründen (Naturschutz, Bürger-initiativen, ...) nicht verwertbar. Der Bau des Donaukraftwerks Hainburg wurde 1985 nach monatelanger Besetzung der dortigen Auen abgeblasen. Mit ein Grund dafür, dass Österreich seit 2003 Strom-Nettoimporteur ist.
Welche Strommengen aktuell aus dem Ausland nach Österreich bzw. von Österreich ins Ausland fließen, ist unter der Adresse http://www.apg.at/de/markt/grenzueberschreitender-austausch/lastfluesse rund um die Uhr einsehbar:
Bild unten, Stand am 12. März 2012 um 15:30 Uhr
Die Erdwärme knapp unterhalb der Oberfläche wird mit Hilfe einer Wärmepumpe für die Beheizung von Wohnräumen genutzt.
Bei der geothermischen Energiegewinnung (petrothermales System) wird Wasser durch ein Bohrloch in 200 Grad heiße Gesteinsschichten gepresst. Diese Temperatur ist je nach Gesteinsbeschaffenheit in Tiefen von 5 km bis 10 km erreicht. Zurück an die Oberfläche gepumpt, treibt der Wasserdampf eine Turbine an. An der Methode wird schon seit rund zwanzig Jahren herumprobiert. Große Erfolge sind nicht zu vermelden. Im schweizerischen Basel wurde am 8. Dezember 2006 sogar als "Nebenwirkung" ein Erdbeben der Stärke 3,4 auf der Richter-Skala ausgelöst. Ein Nachbeben der Stärke 3,1 gab es Anfang Jänner 2007, weitere am 16. Jänner (Stärke 3,2) und am 2. Feber (Stärke 3,3).
Geothermische Energie nach dem DTE-Verfahren: Wasser wird in einem geschlossenen Rohrleitungssystem durch heiße (250 bis 300 Grad) Gesteinsschichten geführt, heizt sich dabei auf und wird zur Stromerzeugung über Turbinen geleitet.
In Ö. plant die OMV die geothermische Energie still gelegter Erdöl- und Erdgassonden mit einem Bohrlochwärme-austauscher-System für die Erzeugung von Wärme und Warmwasser zu nutzen.
Wenn dereinst wegen Nichtverfügbarkeit oder nicht mehr leistbarer Preise gar nix mehr geht, dann bleiben uns noch Holz und Wind als letzte Energielieferanten.
2006 erzeugten in Deutschland Windkraftanlagen 30,5 Milliarden Kilowattstunden Strom. Damit ist die Windener-gie unter den erneuerbaren Energiequellen führend (die Wasserkraft lieferte 21,6 Milliarden Kilowattstunden, Biomasse 18,5 Milliarden Kilowattstunden). Quelle Dt. Umweltministerium Feb. 2007
Biotreibstoffe Erntetankfest?
Bioethanol (Äthylalkohol): hauptsächlich aus Mais, Getreide, Zuckerrohr
Nach dem Prinzip der alkoholischen Gärung wird aus Rohrzucker, Mais und Soja der Alternativtreibstoff Ethanol erzeugt. Als Nebeneffekt werden dem Lebensmittelsektor Rohstoffe künstlich verknappt und damit verteuert. Das trifft besonderes jene armen Bevölkerungsschichten, für die Soja bzw. Mais Grundnahrungsmittel ist.
Das Verfahren ist so teuer, dass Ethanol auf dem Treibstoffmarkt unverkäuflich wäre. Mit großzügiger Unterstützung aus Steuermitteln wird sein Preis auf marktverträgliche Dimensionen heruntersubventioniert. Bis 2017 muss in den USA dem Benzin eine 20%ige Beimischung von Ethanol zugefügt werden. Die US-Regierung hat die amerikanischen Maisfarmer im Jahr 2007 mit 7 Mrd. $ "gesponsert". Dafür hatten sie 85 Mio. t Mais für die Äthanolerzeugung geerntet (2000 waren es 15 Mio. t). Sie verdrängten damit die umweltfreundlichere - weil aus Zuckerrohr gewonnene - Variante aus Brasilien.
Aus 1 t Zuckerrohr gewinnt man 90 Liter Ethanol. Ethanol aus Zuckerrohr enthält neunmal mehr Energie als für seine Produktion erforderlich ist.
Ethanol aus Zuckerrüben oder Weizen liefert nur doppelt soviel Energie als für seine Erzeugung benötigt wird.
Die EU hat sich bis 2010 eine 10%ige Beimischung zum Ziel gesetzt. In Brasilien wurde bereits 2006 der Treibstoffbedarfs zu mehr als 40 % mit Ethanol gedeckt.
Weltweit wichtigste Produzenten sind die USA und Brasilien, die 2006 18,5 Milliarden (2007 25,8 Mrd. l) bzw. 30 Mrd. Litern (= 30 % der Weltproduktion, davon Exporte: 5,8 Mrd. l) herstellten. Stand: USA Mai 2007 / Brasilien Juli 2010
Damit entfallen auf die beiden Staaten gemeinsam 70 Prozent der Weltproduktion.
Brasilien produziert Ethanol aus Rohrzucker zu Kosten von 22 US-Cent / Liter, die USA aus Mais zu Kosten von 30 US-Cent.
In den USA werden zwischen 1. 9. 2010 und 31. 8. 2011 128 Mio. t Mais zu Bioethanol verarbeitet (+ 40 % gegenüber 2009/10) Quelle: Spiegel, US-Landwirtschaftsministerium
Die große Trockenperiode in den USA im Sommer 2012 führte zu einem Rückgang der Maisernte von ca. 13 %.
Im Erntejahr 2010/11 musste Brasilien 500 Mio. l Ethanol aus den USA importieren, 2011/12 sogar 1,5 Mrd. Liter.
"Die Energiebilanz, um Mais in Sprit zu verwandeln, sieht alles andere als überzeugend aus. Mit jeder Einheit Energie, die nötig ist, um Mais zu Ethanol zu raffinieren, werden gerade mal 1,3 Energieeinheiten erzeugt. Bei Zuckerrohr liegt dieses Verhältnis hingegen bei eins zu sieben. Davon, dass die Ethanolerzeugung umweltfreundlicher sei als herkömmliche Methoden, spricht zudem kaum noch jemand: Angesichts des notwendigen Energieeinsatzes ist der Vorteil in der CO2-Rechnung marginal, zudem steigt bei der Verwendung von Ethanol der Verbrauch auf 100 km." Handelsblatt 20. Juli 2007 + Handelsblatt 10. April 2012
7 % der Weltgetreideernte werden zu Bioethanol verarbeitet.
925 Millionen Menschen hungern. Stand 2012
Der Zuckerkonzern AGRANA betreibt Österreichs einzige Bioethanolfabrik in Pischelsdorf (NÖ). Baukosten 125 Mio. €, staatliche Subvention 9,9 Mio.
Pro Jahr werden dort aus Weizen + Mais 220 Mio. Liter Ethanol produziert. Etwa die Hälfte wird dem Benzin in Ö zu 5 % (E5) beigefügt, der Rest exportiert.
Bei Zucker ist noch kein Engpass zu erwarten. Im Wirtschaftsjahr 2006/07 (Ende 31. März) gab es ein Überangebot von 8,8 Millionen Tonnen, 2007/08 könnten es sogar 9,8 Millionen Tonnen werden.
In Europa sind Zuckerrüben der Ausgangsstoff, die Herstellungskosten betragen 44 €-Cent (55 US-Cent). Kurs 3/2007
In Ö ist die Einführung einer E85 genannten Treibstoffsorte (85 % Ethanol, 15 % Benzin) geplant.
Am 14. 4. 2015 hat sich der EU-Umweltausschuss für eine 7-%-Obergrenze für Agrotreibstoffe (Ethanol, Biodiesel) ausgesprochen. Eine Grenze, die Österreich mit einem Beimischungsgrad von 7,5 % bereits überschritten hat.
Biodiesel: hauptsächlich aus Ölsamen (Rapsfeld - Bild links)
In Österreich wird fast die gesamte Rapsernte für die Erzeugung von Biotreibstoff verwendet. Das freut die Bauern. Ein Hektar Raps liefert 1.000 bis 1.500 Liter Biodiesel (Mengenangaben möglicherwei-
se abhängig von der Interessenslage der Auskunftsgeber?). Die Subventionen fließen üppig.
2006 betrug der Treibstoffbedarf in Ö gut 10 Milliarden Liter (7,5 Mrd. Liter Diesel, 2,6 Mrd. Liter Benzin).
Die Produktion von Biosprit in Österreich hat dazu geführt, dass 2010/11 die Selbstversorgung mit Getreide (Ernte 2010: 4,6 Mio. t) nicht mehr gegeben war.
2011/12 werden in Ö. 25 % der Weizen- und 5 % der Maisernte zu Biosprit verarbeitet. (Getreideernte 2011: 5,3 Mio. t) Quelle: AMA (Agrarmarkt Austria)
2011 wurden in Ö 506.770 t Biodiesel und 103.149 t Bioethanol (hauptsächlich als Benzinbeimischung) in Verkehr gebracht. Quelle: Mineralölbericht 2011
Die Produktionskapazitäten in Deutschland werden 2008 5,4 Mio. t betragen Quelle: Internat. Forum f. Regenerative Energien IWR
Das entspricht 18 % des gesamten Dieselverbrauchs.
Paul J. Crutzen (Nobelpreis für die Erforschung des Ozonlochs) hat mit seinem Team ermittelt, dass die Klimabilanz von Biodiesel aus Raps bis zu 1,7 mal schlechter ist, als jene von Benzin! Grund ist die Düngung mit Stickstoff, der zum Teil in Lachgas umgewandelt wird.
Verglichen mit Kohlendioxid (CO2) ist Lachgas (N2O) ein um den Faktor 300 stärkeres Treibhausgas. Quelle: nano 6. 12. 07
Was im Misthaufen passiert, lässt sich auch in großem Maßstab kopieren: Mais, Gülle, Grasschnitt oder Sonnenblumen werden mit Bakterien vermengt und in luftdichten Behältern (Fermentern) zum Faulen gebracht. Dabei entsteht Biogas.
In einem mehrstufigen Verfahren kann auch aus Holz Biogas (Holzgas) gewonnen werden.
Nach einer von der OECD in Auftrag gegebenen Studie führt der Ersatz von fossilen durch agrarische Treibstoffe zu einer weltweiten Verknappung von Nahrungs- und Futtermitteln. Zudem schädigt er die Umwelt (beschleunigt die Abholzung der Wälder) und ist unwirtschaftlich (weil viel zu hoch subventioniert).
Lediglich die Erzeugung von Äthanol aus Zuckerrohr bzw. Zellulose und die Herstellung von Biodiesel aus Abfall-produkten (Tierfett, gebrauchtes Speiseöl) reduzieren die CO2--Emissionen in beträchtlichem Ausmaß (bis 80 %).
Für ein fünfjähriges Aussetzen der Produktion von Biotreibstoffen tritt Jean Ziegler, UNO-Berichterstatter für das Recht auf Nahrung, ein. 200 Kilogramm Mais - eine Menge, von der eine Person sich ein Jahr ernähren kann - sind erforderlich, um 50 Liter Biotreibstoff zu erzeugen. Zudem tragen Biotreibstoffe kaum etwas zur Bekämpfung des Klimawandels bei, ist ihre Herstellung doch sehr energieintensiv. Ziegler prophezeit einen massiven Preisanstieg der Grundnahrungsmittel.
Biotreibstoffe - Vergleich
Hektarertag 1 l/kg entspricht
Biodiesel Rapsöl 1.550 l 0,91 l Diesel
Ethanol Getreide, Zucker, Holz 2.560 l 0,66 l Benzin
Biogas Mais, Gülle, ... 4.950 m3 1,40 l Benzin
Datenrecherche bei: Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe www.fnr.de
Solarzellen: wandeln Sonnenenergie direkt in elektrischen Strom um. Ihr Wirkungsgrad liegt zwischen 5 und 17 %. Damit brauchen sie in unseren Breiten drei bis fünf Jahre um die für ihre Herstellung aufgewendete Energie wieder einzuspielen. Ihre voluminösen Brüder sind die
thermischen Solaranlagen: sie enthalten eine Substanz (Öl, Salz) die stark erhitzt wird und die aufgenommene Wärme an Wasser abgibt. Der dabei entstehende Wasserdampf bewegt eine Turbine, die wiederum einen Generator antreibt, der elektrischen Strom erzeugt.
Solarthermische KW haben gegenüber Solarzellen einen doppelt so hohen Wirkungsgrad. Sie benötigen jedoch viel Platz. Den beanspruchen die Parabolspiegel, deren Licht gebündelt auf die Behältnisse des Wärmeträgers einwirkt und ihn erhitzt. Solarthermische KW können mit Wärmetauschern bestückt sein, die ihre gespeicherte Energie in der Nacht bzw. bei schlechtem Wetter abgeben.
Ein Wüstengebiet von der Größe Österreichs, zugepflastert mit solarthermischen Kraftwerken, könnte allein den weltweiten Strombedarf decken.
Ihre Standorte können an Land (preisgünstiger, hohes Aufregungspotential bei der örtlichen Bevölkerung) oder vor Meeresküsten (Offshore; zwei- bis dreimal teurer als an Land) liegen.
In Österreich genügt bereits die Zusendung eines Schoko-Bonbons um den Bau zu verhindern (Der Bürgermeister der burgenländischen Gemeinde Müllendorf erhielt ein harmloses Stück "Mon Cherie" und schon war das Windradvorhaben verweht. Er dachte wohl an seinen Kremser Kollegen, den ein vergiftetes Exemplar beinahe getötet hätte. Hatte aber nichts mit Windkraftwerken zu tun).
Windparks auf dem Meer zu bauen bedarf spezieller Schiffe. Da es derzeit nicht genug davon gibt, werden happige Mieten verlangt. Das Chartern eines Spezialschiffes kostet rund 150.000 Euro pro Tag.
Da zieht man einen Kauf durchaus in Betracht. Der Energieriese RWE (Deutschland) hat zwei Stück bestellt. Preis pro Schiff: ~100 Millionen Euro. Quelle: Handelsblatt 13. 7. 11 S 24
Auf der Website des österreichischen Stromnetzbetreibers AUSTRIAN POWER GRID wird in Viertelstunden-Intervallen der aktuelle Stand der Windstromgewinnung angezeigt. Bild unten Adresse: http://www.apg.at/de/markt/erzeugung/windenergie
Energieopfer- und Schadenbilanz
Am Paul Scherrer Institut PSI, http://www.psi.ch, dem größten Forschungszentrum für Natur- und Ingenieurwissenschaften in der Schweiz, wird eine Datenbank (ENSAD) geführt, welche die zwischen 1970 und 2005 bei der Erzeugung von Energie Geschädigten erfasst.
ENSAD (Energyrelated Severe Accident Database) ist die weltweit größte Datenbank zu schweren Unfällen im Energiebereich. Als schwer gilt ein Unfall, wenn er eines der folgenden Kriterien erfüllt:
Mindestens 5 Todesfälle
Mindestens 200 Evakuierte
Weitreichendes Verbot des Verzehrs von Lebensmitteln
Freisetzung von mindestens 10.000 t Kohlenwasserstoffen
Säuberung einer Landes- oder Wasserfläche von mindestens 25 km2
Wirtschaftlicher Schaden von mindestens 5 Mio. $ (Basis 2000)
Während des erfassten Zeitraumes erwies sich kein Energieträger auch nur annähernd als so ungefährlich wie die Atomenergie, auch bei den Langzeitfolgen (Krebserkrankungen bzw. Tod durch Krebs). Kernenergie: 32 Tote / Wasserkraft: 30.021 Tote / Kohle: 31.939
ENSAD ist auf der Website des PSI abrufbar.
Im Kyoto-Protokoll haben sich die Staaten zur Einhaltung bestimmter Emissionsgrenzen angeblich Klima schädigender Gase (besonders CO2) freiwillig verpflichtet.
Jeder Staat teilt "sein" CO2-kontingent den heimischen Unternehmen, hauptsächlich der Industrie, zu. Überschreitet er die erlaubte Grenze, müssen Emissionsrechte (=Zertifikate) zugekauft werden. Damit er selber Umweltmaßnahmen setzt, darf ein Staat aber nicht mehr als 50 Prozent der Fehlmenge mit Zertifikaten abdecken.
Wer in Europa zu viel emittiert - z.B. Österreich - kauft EU Allowances (EUA), wer in Maßnahmen zur Verminderung von CO2-emissionen investiert, erhält Emissionsgutschriften (CER), die er verkaufen.
Der Handel mit Emissionsrechten (EUA) und Emissionskrediten (CER) erfolgt an den Klimabörsen (Chicago Climate Exchange CXX, European Climate Exchange (ECX), BlueNext, European Energy Exchange (EEX), ... .
2007 lagen die Preise für ein CO2-Zertifikat über 1 Tonne bei 7 bis 10 €, für 2008 prognostizierten die Händler bis zu 40 €. mehr...
Die Monitoring-Website Air Visual (https://airvisual.com) informiert über das Ausmaß der momentanen Luftverschmutzung sowohl in den Weltstädten, als auch lokal:
Bildausschnitt Website 13. 1. 2017
Abgeschaltet - Johannes Winterhagen; Verlag Hanser
POLITIK ROHWARENMÄRKTE GEWERKSCHAFTEN