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Fracking-Blase: Höhere Kosten und weniger Erträge als erhofft

28.02.2013

Die Shale-Revolution wird überschätzt

Laut einem in der Februar-Ausgabe des Wissenschaftsmagazins Nature erschienenen Artikel werden die mit der sogenannten "shale revolution" erwarteten Rohstofferträge über- und die Kosten der unkonventionellen Fördermethoden unterschätzt (siehe auch: Fracking: Auf zu neuen (Fall-)Höhen?) Die derzeit medial und in Behörden und Unternehmen diskutierten Erwartungen seien ebenso wie Gas-Preisprognosen viel zu optimistisch.

Der Autor, J. David Hughes, bezeichnet es als "unklug", die Energieunabhängigkeit der USA auszurufen und Pläne für den Export der Technologie zu schmieden. Er betont die Notwendigkeit für eine realistischere Debatte. Er analysierte 30 Shale-Gas- und 21 Tight-Oil-Fördergebiete in den USA.

Shale Gas

Wie groß der Einfluss der unkonventionellen Fördertechnologien inzwischen ist zeigt, dass noch 2004 weniger als 10% der Gas-Bohrungen horizontal gesetzt wurden und heute mit 61% die Mehrheit aller Bohrungen horizontal gesetzt wird. Während im Jahr 2000 nur 2% der US-Gasförderung auf Shale-Gas basierte, waren es 2012 bereits 40%.

Doch 2012 setzte sich der rasante Anstieg der Förderung nicht mehr fort, sondern zeigte sich als Plateau in der Förderkurve. 80% des US-Shale-Gases werden in nur fünf Förderregionen gefördert und innerhalb dieser Förderregionen werden die "sweet spots", also die besonders ertragreichsten Punkte, zuerst befördert. Dieses "Best first"-Prinzip führt dazu, dass von den fünf wichtigsten Förderregionen in vieren bereits seit 2010 die Produktivität der Bohrungen fällt. Nur im Marcellus-Play steigen die Fördermengen, vor allem weil die Erschließung dieses Gebiets noch jung ist.

In den untersuchten Bohrungen in den wichtigsten Shale-Gas-Förderregionen liegt die Ausbeute nach 3 Jahren um 80 bis 95% unter der Anfangsausbeute. Die sogenannten Decline-Raten, also die Abfallraten der Fördermengen, sind extrem und nicht mit denen konventioneller Förderung nach deren Fördermaximum zu vergleichen. Hughes bezeichnet die von der Öl- und Gasindustrie angenommene Lebensdauer der Bohrungen von 40 Jahren als zu optimistisch. Die Erfahrung dieser Bohrtechnologie reicht bislang nur ein paar Jahre in die Vergangenheit, so dass noch keine empirischen Daten vorliegen, die diese lange Lebensdauer begründen. Wenn die Lebensdauer jedoch in Wirklichkeit geringer ist, als die Modelle annehmen, so sinkt auch die Gesamtfördermenge (ultimate recovery rate, URR). Die Schätzungen der Gesamtfördermenge der US Geological Survey liegen laut Hughes bei weniger als der Hälfte der Schätzungen der Industrievertreter.

Aufgrund der hohen Decline-Raten müssen ständig neue Bohrungen gesetzt werden, um die Fördermengen aufrecht zu erhalten. Im Haynesville-Fördergebiet müssen jährlich 800 Bohrungen gesetzt werden, nur um die Förderraten von 2012 aufrecht zu erhalten. Dies entspricht einem Drittel der Bohrungen, die in 2012 aktiv waren. Bei Kosten von 9 Millionen US$ pro Förderstelle führt dies zu 7 Milliarden US$ jährlichen Kosten, nur um die Gasförderung auf dem alten Level zu halten.

Auf die gesamte USA skaliert errechnet Hughes 7200 Bohrungen zu 42 Milliarden US$ Jahreskosten, nur um die 2012er Fördermengen konstant zu halten. Dem gegenüber standen 2012 nur 33 Milliarden US$ Einnahmen für das geförderte Gas, wiewohl noch Flüssiggas-Einnahmen hinzukommen, die die Wirtschaftlichkeit etwas verbessern. Um die unkonventionelle Gasförderung in den USA also ökonomisch tragfähig zu machen, müssen die Gaspreise steigen. Da nach dem Best-First-Prinzip die produktivsten Lagerstätten bereits befördert wurden, ist künftig mit steigendem Aufwand allein für die Aufrechterhaltung der Fördermengen zu rechnen. Damit das Unterfangen dauerhaft wirtschaftlich ist, müssten die Gaspreise diese Aufwandssteigerung also nachvollziehen - und ebenfalls steigen.

Tight Oil

Eagle Ford und Bakken sind die zwei Gebiete, die zusammen 81% der Tight-Oil-Förderung in den USA liefern. Die Förderrate sinkt pro Förderquelle um 60% im ersten Jahr, im Schnitt über alle - alte und neue Bohrungen - liegt der Jahresverlust bei 40%, die durch zusätzliche neue Bohrungen ausgeglichen werden müssen, um den Beitrag zur Ölversorgung wenigstens konstant zu halten.

Hughes' Analyse zufolge ließe sich die Fördermenge in den Bakken-Shales auf 1 Million Barrel pro Tag (ca 160 Millionen Liter) bis ins Jahr 2017 steigern. Zum Vergleich: In den USA werden derzeit etwa 19 Millionen Barrel pro Tag verbraucht. Nach dem 2017er Peak in der Bakken-Fördermenge würde diese dann um 40% pro Jahr sinken, wenn nicht weitere Bohrungen gesetzt werden - wobei Hughes davon ausgeht, dass dann die von der EIA auf 12.000 Förderstellen geschätzte Maximalmenge erreicht wäre.

Wenn die Projekten der EIA aufgingen, würde die USA bis 2040 alle heute bekannten Shale-Gas-Reserven aufgebraucht haben, sowie 58% der noch unentdeckten Shale-Gas- sowie 78% der noch unentdeckten Tight-Oil-Vorkommen. J. David Hughes hält dies für überoptimistisch.

Fazit, Bubble und Bundeswehr

Analysen wie diese bestätigen Befürchtungen, die schwerindustrielle unkonventionelle Öl- und Gasförderung könnte bei heutigen Preisen ökonomisch nicht tragfähig sein und realistischere Blickwinkel könnten eine entstehende Blase platzen lassen. Erinnerungen an die Dot-Com-Krise werden wach, bei der es auch technologiegetriebene Hoffnungen waren, die sich letztlich als unrealistisch herausstellten.

Indizien dafür gibt es auch abseits von Analysen wie jener von J. David Hughes: Dazu zählt der Rückzug von Exxon Mobil aus den Shale-Träumen Polens oder auch die Finanzlage des stark im Fracking engagierten Chesapeake-Konzerns. Im Sommer letzten Jahres wurde Exxon-Chef Rex Tillerson vom Wall Street Journal mit der Aussage zitiert, er verliere im Fracking-Geschäft sein letztes Hemd.

Die Hoffnungen einer Reindustrialisierung der USA bei niedrigsten Gaspreisen hatte jüngst industrienahe Forderungen beflügelt, auch in Deutschland in größerem Stil auf unkonventionelle Art Erdgas zu fördern. Ungeklärt sind dabei neben den ökonomischen auch die ökologischen Risiken und ihre Folgekosten.

Der Hype um die neue Fördermethode hat laut unveröffentlichten Dokumenten angeblich auch den BND zu einer Neueinschätzung der geopolitischen Lage gebracht. Wenn die USA sich aus ihrem eigenen Territorium heraus mit Energie versorgen könnten, könnten sie ihre wachsamen, militärischen Augen aus dem arabischen Territorium zurückziehen. Insbesondere für Europa, das seinen Peak Oil und seinen Peak Gas bereits hinter sich hat, würde dies eigenes militärisches Engagement nach sich ziehen, lautet das Fazit, welches just zwei Wochen vor der Münchner Sicherheitskonferenz in den deutschen Medien diskutiert wurde.

Auch im Planungsamt der Bundeswehr denkt man über eine Fortschreibung der 2010 erstmals öffentlich gewordenen Peak-Oil-Studie nach, deren Schwerpunkt ebenfalls auf den Wirkungen der unkonventionellen Fördertechniken liegen könnte. Ginge es nach Dierk Paskert, dem Geschäftsführer eines Bündnisses großer deutscher Unternehmen namens "Rohstoffallianz", so würde das Fazit solcher Überlegungen in einer militärischen Durchsetzung deutscher Rohstoffinteressen münden. Ob dies die "nachhaltige Energiestrategie" ist, die J. David Hughes zum Abschluss seines Nature-Artikels fordert, darf bezweifelt werden.

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