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Neue Förder- bzw. Bohrtechnologien haben die Gasförderung revolutioniert. Bisher kaum (rentabel) nutzbare unkonventionelle Gasvorkommen wie Coalbed Methan (Gas aus Kohleflözmethan), Tight Gas (aus Lagerstätten mit sehr geringer Durchlässigkeit bzw. dichten Gesteinen) sowie Shale Gas bzw. Schiefergas (Gas aus ebenfalls undurchlässigen Schieferformationen) spielen eine immer wichtigere Rolle. In den USA, wo der Boom Ende der 1980er Jahre – auch mit den vom Staat gewährten Steuervorteilen – begann, stammte 2011 bereits die Hälfte des geförderten Gases aus unkonventionellen Vorkommen. 2009 stiegen die USA zum weltweit grössten Gasproduzenten auf. 2011 lag ihr Anteil an der weltweiten Förderung bei 20%, jener Russlands bei 18.5%. Der Boom hat Konsequenzen am Gasmarkt, wo die Preise unter Druck geraten. Mit der wachsenden Produktion fallen vor allem am nordamerikanischen Markt die Preise. Nur begrenzt jedoch beeinflusst diese Entwicklung bislang die Märkte in anderen Weltregionen, wo die Gaspreise 2011 zum Teil deutlich über jenen in den USA lagen (vgl. Abbildung).
Mittel- bis längerfristig wird der Boom dennoch andere Kontinente erfassen. Erstens steigen mit der Preisdisparität die Handelsanreize. In den USA existieren bereits Projekte zum Umbau von Flüssiggas-Terminals, die ursprünglich für den Gasimport auf dem Seeweg erstellt wurden. Statt zur Regasifizierung sollen sie künftig für die Verflüssigung und den Export dienen. Zweitens nimmt mit der steigenden inländischen Produktion der Importbedarf der USA ab, was auf dem weltweiten LNG-Markt (dem Markt für Flüssigerdgas = Liquefied Natural Gas) die Nachfrage reduziert und für einen preisdämpfenden Effekt sorgt. Drittens existieren auch in anderen Regionen vermutlich riesige unkonventionelle Vorkommen, die sich mit den neuen Technologien rentabel nutzen lassen. Von weltweit sinkenden LNG-Preisen profitiert auch Europa, obschon dieses einen Grossteil des importierten Gases über Pipelines aus dem Osten importiert. Zwar sind Preise in den Verträgen mit russischen Lieferanten grösstenteils über eine Formel an den Erdölpreis gekoppelt, doch nahm in den vergangenen Jahren die Berücksichtigung des Spotmarktpreises in der Formel ein grösseres Gewicht ein. Sollte die Preisschere weiter auseinandergehen, dann wird Russland gezwungen sein, noch mehr Konzessionen gegenüber den europäischen Abnehmern zu machen.
Vielfältige Unsicherheiten
Die Wahrscheinlichkeit ist gross, dass der Boom anhält und längerfristig sowohl die Gas- als auch die anderen Energiemärkte beeinflusst. Dennoch bestehen relevante Unsicherheiten:
- Umweltrisiken: Es gibt immer mehr kritische Stimmen, die auf die Umweltbelastungen und Risiken der neuen Fördermethoden hinweisen. Dazu gehören etwa der hohe Wasserbedarf oder die Gefahr von Grundwasserverschmutzungen durch Methanaustritte oder Chemikalien sowie Erdbebenrisiken. Dies könnte im dichter besiedelten Europa einen ähnlichen Boom verhindern. Bisherige Erfahrungen zeigen jedoch, dass solche Beeinträchtigungen durch technische Massnahmen praktisch ausgeschlossen werden können. Die internationale Energie Agentur (IEA) publizierte 2012 Regeln («Golden Rules»), die eine sichere und umweltgerechte Förderung von unkonventionellem Gas sicherstellen sollen. Die damit verbundenen Mehrkosten bei der Förderung belaufen sich auf etwa 7%.
- Unterschiedliche regionale Voraussetzungen: Die Wirtschaftlichkeit von unkonventionellen Gasvorkommen ausserhalb der USA ist sehr unsicher. Schätzungen gehen davon aus, dass die operativen Kosten einer Bohrung in Europa 30% bis 50% höher sind als in den USA. Aber nicht nur die höheren Kosten, sondern auch unterschiedliche gesetzliche und regulatorische Gegebenheiten haben einen wesentlichen Einfluss. So gilt in den USA, dass dem Eigentümer eines Landstücks auch die darunterliegenden Rohstoffe gehören. In vielen anderen Ländern gehören sie dagegen dem Staat. Die Ausbeutung der Gasvorkommen unterliegt dann noch viel stärker politischen Gegebenheiten.
- Verdrängung konventioneller Förderung: Die Erwartung einer dynamisch wachsenden Produktion von unkonventionellem Gas könnte die Exploration von grossen konventionellen Erdgasfeldern verzögern. Die Aussicht auf ein Gasüberangebot sowie anhaltend sinkender Gaspreise erhöht die Projektrisiken. Ein Beispiel dafür ist die verzögerte Erschliessung des russischen Shtokman-Felds in der Barentssee. Eine Gefahr für die weltweite Gasversorgungssicherheit besteht dann, wenn das Wachstum der unkonventionellen Förderung abrupt und unerwartet abbricht, während die Erschliessung der konventionellen Vorkommen längere Zeit beansprucht.
Einfluss auf die Energiewende
Trotz solcher Unsicherheiten kann davon ausgegangen werden, dass Gas mittel- und auch längerfristig eine wichtigere Rolle einnehmen wird. Die höhere Verfügbarkeit von Gas wird sich in den Preisen niederschlagen. Dies hat Einfluss auf die liberalisierten Strommärkte, wo üblicherweise konventionell-thermische Kraftwerke (v.a. Kohle und Gas) die Preise bestimmen. Günstigere Gaskraftwerke verdrängen zunehmend Kohlekraftwerke aus dem Markt. Dies lässt sich zurzeit in den USA besonders deutlich beobachten, wo 2011 der Kohleverbrauch um 4.6% sank, während der Verbrauch von Gas um 2.4% anstieg.
Verdrängt werden jedoch nicht nur die CO2-intensive Kohle, sondern auch erneuerbare Energien. Tiefere Strommarktpreise machen die Subventionierung etwa von Windkraftwerken und Fotovoltaik teurer, da sich der Zuschuss als Differenz zwischen Durchschnittskosten und Marktpreis berechnet. Aufgrund der angespannten Staatsfinanzen und der unsicheren Konjunktur ist dies in Europa besonders relevant. Daneben verliert auch die Kernkraft an Attraktivität – denn sie ist in den liberalisierten Strommärkten aufgrund der tiefen variablen bzw. hohen fixen Kosten «Preisnehmerin».
Bleiben die Gas- und Strompreise auch längerfristig relativ tief, sind neue Kernkraftwerke kaum rentabel. Daher wird etwa in Grossbritannien zur Förderung der Kernkraft ein Subventionsmodell erwogen, das auch für erneuerbare Energien angewendet wird. Die IEA erwartet aufgrund der Entwicklungen beim unkonventionellen Gas vor allen in den OECD-Ländern ein deutlich tieferes Wachstum bei der Kernkraft. Das Gros neuer Kernkraftkapazitäten dürfte auf Länder ausserhalb der OECD entfallen, wo es keine wettbewerblichen Strommärkte gibt.