Hilmar RempelHilmar RempelHilmar RempelHilmar Rempel

Herbstsitzung desHerbstsitzung des

Arbeitskreises Energie Arbeitskreises Energie in der in der

Deutschen Geophysikalischen GesellschaftDeutschen Geophysikalischen Gesellschaft

Bad Honnef, 6. November 2008Bad Honnef, 6. November 2008

Herbstsitzung desHerbstsitzung des

Arbeitskreises Energie Arbeitskreises Energie in der in der

Deutschen Geophysikalischen GesellschaftDeutschen Geophysikalischen Gesellschaft

Bad Honnef, 6. November 2008Bad Honnef, 6. November 2008

GGEOEOZZENTRUMENTRUM HHANNOVERANNOVERGGEOEOZZENTRUMENTRUM HHANNOVERANNOVER

Das Das GGEOEOZZENTRUMENTRUM HHANNOVERANNOVER –– ein Haus, drei Institutionen:ein Haus, drei Institutionen:

Das Das GGEOEOZZENTRUMENTRUM HHANNOVERANNOVER –– ein Haus, drei Institutionen:ein Haus, drei Institutionen:

Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR)

Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG)

Institut für Geowissenschaftliche Gemeinschaftsaufgaben (GGA)

Bundesanstalt für Geowissenschaften Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffeund RohstoffeBundesanstalt für Geowissenschaften Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffeund Rohstoffe

Sie berät Politik, Wirtschaft und Gesellschaft in allenrohstoffwirtschaftlichen und geowissenschaftlichen Fragen.

Sie engagiert sich weiterhin in der internationalen Entwicklungs- und wissenschaftlich-technischen Zusammenarbeitsowie Forschung und Entwicklung.

Die BGR ist eine dem BMWi nachgeordnete Fachbehörde.

Entwicklung des weltweiten Primärenergieverbrauchs Entwicklung des weltweiten Primärenergieverbrauchs Entwicklung des weltweiten Primärenergieverbrauchs Entwicklung des weltweiten Primärenergieverbrauchs

Quellen: BP, IEA 2007

Entwicklung der nominalen Preise für Energieträger Entwicklung der nominalen Preise für Energieträger Entwicklung der nominalen Preise für Energieträger Entwicklung der nominalen Preise für Energieträger

Rohstoffaufkommen und Importabhängigkeit DeutschlandsRohstoffaufkommen und Importabhängigkeit Deutschlands bei Energierohstoffen - 1997 und 2007 bei Energierohstoffen - 1997 und 2007

Rohstoffaufkommen und Importabhängigkeit DeutschlandsRohstoffaufkommen und Importabhängigkeit Deutschlands bei Energierohstoffen - 1997 und 2007 bei Energierohstoffen - 1997 und 2007

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

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

Klassifizierung der EnergierohstoffeKlassifizierung der EnergierohstoffeKlassifizierung der EnergierohstoffeKlassifizierung der Energierohstoffe

konventonell

Nicht-konv.

Ersatzstoffe

Kernbrennstoffe

PhosphateGraniteMeerwasser

Erdöl Erdgas

ErdölNGL (NaturalGas Liquids

Freies ErdgasErdölgas

SchwerölÖlsandeSchwerstöleÖlschiefer

Tight gasFlözgasAquifergasGashydrate

BiodieselBioethanolCTLGTLBTL

KokereigasBiogasKlärgas

UranThorium

Kohle

HartkohleWeichbraun-kohle

DefinitionenDefinitionenDefinitionenDefinitionen

zu heutigen Preisen und mit heutigerTechnik wirtschaftlich gewinnbare Mengenan Energierohstoffen

Reserven:

nachgewiesene, aber derzeit technisch und/oder wirtschaftlich nicht gewinnbare sowie nicht nachgewiesene, aber geologisch mögliche, künftig gewinnbare Mengen an Energierohstoffen („yet to find“)

Ressourcen:

Konventionelles Erdöl – Kenndaten 2007Konventionelles Erdöl – Kenndaten 2007Konventionelles Erdöl – Kenndaten 2007Konventionelles Erdöl – Kenndaten 2007

Reserven : 163 Gt Reserven : 163 Gt

Ressourcen : 82 Gt Ressourcen : 82 Gt

Förderung : 3,9 Gt Förderung : 3,9 Gt

Jahresverbräuche bis dmp : 12 Jahresverbräuche bis dmp : 12

+ nicht-konventionelle Erdöle+ nicht-konventionelle Erdöle

Gesamtpotenzial: 398 Gt

Kum. Förderung : 151 Gt Kum. Förderung : 151 Gt

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

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

VerfügbarkeitVerfügbarkeitvon von

konventionellemkonventionellemErdölErdöl

weltweitweltweit

VerfügbarkeitVerfügbarkeitvon von

konventionellemkonventionellemErdölErdöl

weltweitweltweit

Gesamtpotenzial Gesamtpotenzial ErdölErdöl

Gesamtpotenzial Gesamtpotenzial ErdölErdöl

150

100

50

0

50

100

150

200

250

300

Konv. Erdöl

Gt

Ölsand/Schwerstöl

Ölschiefer

Nicht-konv. Erdöl

Ressourcen

Reserven

KumulativeFörderung

151

163

82

65

18466

Weltweite Erdölförderung 1900 – 2150Weltweite Erdölförderung 1900 – 2150- Rückblende und Versuch eines Ausblickes -- Rückblende und Versuch eines Ausblickes -

Weltweite Erdölförderung 1900 – 2150Weltweite Erdölförderung 1900 – 2150- Rückblende und Versuch eines Ausblickes -- Rückblende und Versuch eines Ausblickes -

GtGtGtGt

0

1

2

3

4

5

1900 1925 1950 1975 2000 2025 2050 2075 2100 2125 2150

konvent.konvent.ErdölErdöl

gesamtes gesamtes ErdölErdöl

Anteil nicht-Anteil nicht-konventionellen konventionellen Erdöls:Erdöls:

Schwerstöle, Schwerstöle, Ölsande,Ölsande,ÖlschieferÖlschiefer

ProjektionProjektion

Naher Osten

Tief-/Tiefstwasser

Polargebiete

EOR

Nicht-konventionelles Erdöl (Ölsande, Schwerstöle)

Synthetische Öle

TrendsTrendsTrendsTrends

Fazit ErdölFazit ErdölFazit ErdölFazit Erdöl

Aus geologischer Sicht bei moderatem Verbrauchanstieg ausreichende Versorgung bis ca. 2020 gewährleistet. Zu diesem Zeitpunkt erwarten wir „Peak Oil“ (Erdöl – endlicher Rohstoff)

Damit in absehbarer Zeit keine uneingeschränkte Verfügbarkeit

Konzentration der Reserven innerhalb der „Strategischen Ellipse“

Politische Instabilitäten

Anteil des Erdöls aus OPEC und speziell aus der Region Persischer Golf wird steigen

Zahlreiche Unsicherheiten der Vorhersagen (Reserven, Schweröl, Klimadiskussion u.a.)

Nichtkonventionelles Erdöl - Milderung des zu erwartenden Abfalls nach „Peak Oil“, aber keine Schließung der Lücke

Welterdölhandel 2007Welterdölhandel 2007Welterdölhandel 2007Welterdölhandel 2007

< 50

50-200

> 200

Transportmenge in Mt/a

Quelle: BP Statistical Review of World Energy June 2008

Oil Pipeline Oil Pipeline ProjectsProjectsOil Pipeline Oil Pipeline ProjectsProjects

Caspian Pipeline Consortium

Baku-Tbilissi-Ceyhan

Kazakhstan – China

China West – East

East Siberia – Pacific Ocean

Source: IEA 2005

Balkhash

Sea-

Aral Sea

SEA

CASPIAN

BLACK SEA

Issyk- Kul

L o w e r C a u c a s u s

H

INDUKUS H

K o p e t d a g

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AFGHANISTAN

TURKMENISTAN

UZBEKISTAN KIRGISISTAN

C H I N A

AZER-BAIJAN

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R U S S I AN F E D E R A T I O N

K A Z A K H S T A N

PAKISTAN

TADSCIHKISTAN

INDIEN

T U R K E Y

GEORGIA

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ARMENIA

KABUL

TIFLIS

BISCHKEK

TASHKENT

DUSHANBEASHGABAD

BAKU

TEHERAN

ERIEWAN

ASTANA

BundariesCapitals

Legend

Oil pipelines

Oil refineriesTerminals

Oil fieldsGas fieldsGas-condensate fields

Oil pipeline projects

0 500 km

CPC

PakistanPersian Gulf

Western Europe

fromW-SiberiaDRUZHBA

PersianGulf

BTCERIEWANTurkey(Mediterranean S.)

Oil Pipeline Network in the Caspian Region Oil Pipeline Network in the Caspian Region Oil Pipeline Network in the Caspian Region Oil Pipeline Network in the Caspian Region

0 200 400 600 800 1000 km

ANGARA

St.Petersburg

Moskau

Volgograd

Astrachan

Jekaterinburg

Novosibirsk

Irkutsk

Chabarowsk

Vladiwostok

Magadan

Anadyr

Jakutsk

Dudinka

Murmansk

Vorkuta

Astrakha n

Romash kino

Ore nburg

Novo-po rtov

Uren goy

Priob

Fed orovoSa mot lo r

Shto kman

Rusa nov

Leningr ad

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vonTengiz

nachMOE

nachUkra ine

nachChina

nachJapan

Perm

Nizhnevartovsk

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Surgut

TuapseSalava t

K irishi

Volgogr ad

NizhnekamskS yrzan

Ufa

Ryasan

Novo-K uibyshev

Astrakhan

SaratovKrasnodar

Uk hta

Orsk Omsk

Komsomolsk

Nov orossiysk

Primors k

Tua pse

Makhachka la

Varan dey

Moska lovo

Nov orossiysk

Primors k

Tua pse

Makhachka la

Varandey

LEGEND E

Erdö lgebie t

Erdö l

Gask on de nsat

“Super giant”-Felde r

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Erdö lpipe l ine

gep la nt

E rdö lr affine rie

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Russian Federation Oil InfrastructureRussian Federation Oil InfrastructureRussian Federation Oil InfrastructureRussian Federation Oil Infrastructure

n ac hC hin a

Konventionelles Erdgas – Kenndaten 2007Konventionelles Erdgas – Kenndaten 2007Konventionelles Erdgas – Kenndaten 2007Konventionelles Erdgas – Kenndaten 2007

Gesamtpotenzial: 476 T.m³

Reserven : 183 T.m3 Reserven : 183 T.m3

Ressourcen : 207 T.m3 Ressourcen : 207 T.m3

Verbrauch : 3,0 T.m3 Verbrauch : 3,0 T.m3

Jahresverbräuche bis Ende Reserven : 61 Jahresverbräuche bis Ende Reserven : 61

+ nicht-konventionelle Erdgase+ nicht-konventionelle Erdgase

Kum. Förderung : 87 T.m3 Kum. Förderung : 87 T.m3

B 1.23

NOC‘s: >72 %IOS‘s (Top 5): 2,5 %

55% der Weltreserven

Reserven konventionelles Erdgas 2007: 10 wichtigste Reserven konventionelles Erdgas 2007: 10 wichtigste LänderLänderReserven konventionelles Erdgas 2007: 10 wichtigste Reserven konventionelles Erdgas 2007: 10 wichtigste LänderLänder

87

1832

207

253

1300

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

200Konv. Erdgas Nicht-konv. Erdgas

DichteSpeicher,Flözgas

AquifergasGashydrate

T.m³

Reserven

Ressourcen

kum. Förderung

Gesamtpotenzial ErdgasGesamtpotenzial ErdgasGesamtpotenzial ErdgasGesamtpotenzial Erdgas

aus geologischer Sicht ist Erdgas für Jahrzehnte verfügbar

Verteilung auf einzelne Märkte sehr unterschiedlich

Europäischer Erdgasmarkt in komfortabler Situation

Versorgung Europas vorwiegend über Pipeline,

aber Rolle LNG nimmt zu

zukünftige Rolle von Spotmärkten

langfristige Bindung der Investitionen und hohe Transportkosten

Liberalisierung der Märkte

Fazit Erdgas globalFazit Erdgas globalFazit Erdgas globalFazit Erdgas global

Transport Costs for Crude Oil, Natural Gas and Hard CoalTransport Costs for Crude Oil, Natural Gas and Hard CoalTransport Costs for Crude Oil, Natural Gas and Hard CoalTransport Costs for Crude Oil, Natural Gas and Hard Coal

Natural Gas Trade in 2006Natural Gas Trade in 2006Natural Gas Trade in 2006Natural Gas Trade in 2006

Natural Gas Pipeline Natural Gas Pipeline ProjectsProjectsNatural Gas Pipeline Natural Gas Pipeline ProjectsProjects

From Russia to EuropeFrom Russia to Europe – North Stream– South Stream– Yamal – Europe

From Caspian/Iran to Europe

– Baku-Tbilissi-Erzurum

– Nabucco

– Trans Adria Pipeline

Other important projects

– Russia – China

– Turkmenistan - China

– Alaska – USA

– Trans Saharian

– South American

Source: IEA 2005

30

40

50

70 0 20 40 60 80 100

40

50

60

70

20

0 20 40 60 30

80

Erdgasleitungen/LNG-Terminals vorhanden in Bau oder in Planung

nördlicher Polarkreis

Lissabon

Algier

Brüssel

Wien

Kopenhagen

Warschau

RomBelgrad

Bukarest

Jamburg

Kiew

Moskau

Täbris

Prag

Athen

Astrachan

Aschchabad

Taschkent

Uchta

Tunis

Madrid

Bern

Paris

London

DublinBelfast

Oslo

Berlin

Stockholm

HelsinkiSt. Petersburg

Minsk

BratislavaLjubljana Budapest

Sofia Istanbul

Ankara

Baku

Erzurum

Akmola

Orenburg

Urengoy

Erdgas-Verbundsysteme in Europa einschließlich Erdgas-Verbundsysteme in Europa einschließlich der Erdgas-Liefergebiete der GUS-Staatender Erdgas-Liefergebiete der GUS-Staaten

Erdgas-Verbundsysteme in Europa einschließlich Erdgas-Verbundsysteme in Europa einschließlich der Erdgas-Liefergebiete der GUS-Staatender Erdgas-Liefergebiete der GUS-Staaten

S 5523

Quelle: E.ON Ruhrgas

Source:Ruhrgas 1999(updated)

Nord Stream

Yamal Europe

Nabucco

Gasli-Projekt

MEDGAS

Green Stream

South Stream

TAP

TransAdriaticPipeline

European Natural Gas Transmission System European Natural Gas Transmission System European Natural Gas Transmission System European Natural Gas Transmission System

Simferopol

Krasnodar

BUCHARESTI

Istanbul

Iran -Turkey

LegendGas pipelines

Gas pipeline projects

Nabucco

BTE

SOFIA

South Stream

White Stream

?

?

Odessa

Blue Stream

South Stream

Nabucco

Nabucco

Natural Gas Network in the Black Sea Region Natural Gas Network in the Black Sea Region Natural Gas Network in the Black Sea Region Natural Gas Network in the Black Sea Region

MoscowWestern Europe

SE-EuropeTurkey

Turkey

Erdgaspipelines in der Kaspischen RegionErdgaspipelines in der Kaspischen Regionmit Fließrichtungenmit Fließrichtungen

Erdgaspipelines in der Kaspischen RegionErdgaspipelines in der Kaspischen Regionmit Fließrichtungenmit Fließrichtungen

Balkhash Sea-

Aralsea

SEA

CASPIAN

BLACK SEA

ASOV SEA

Issyk- Kul

K l e i n e r Ka u k a s u s

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SOYUS

AFGHANISTAN

TURKMENISTAN

UZBEKISTAN KIRGISISTAN

C H I N A

AZER-BAIJAN

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R U S S I AN F E D E R A T I O N

K A Z A K H S T A N

PAKISTAN

TADSCIHKISTAN

INDIEN

T U R K E Y

GEORGIA

U K R A I N E

ARMENIA

KABUL

TIFLIS

BISCHKEK

TASHKENT

DUSHANBEASHGABAD

BAKU

TEHERAN

ERIEWAN

ASTANA

BoundariesCapitals

Legend

Gas pipelinesGas processing plants

Oil fieldsGas fieldsGas-condensate fields

Gas pipeline projects

0 500 km

BTE

TPP

Pakistan

MoscowWestern Europe

SE-EuropeTurkey

Turkey

China

liquefied natural gas = verflüssigtes Erdgas

LNGLNGLNGLNG

Erdgas, das überwiegend ausMethan und Ethan besteht unddas für Transportzwecke durch Abkühlungauf -162°C unter atmosphärischem Druckverflüssigt wird.

Verflüssigtes Erdgas wird in speziellen LNG-Hochseetankschiffen drucklos transportiert.

Die LNG-Die LNG-KetteKette

Die LNG-Die LNG-KetteKette

Zur LNG-Kette gehören • Abscheideanlagen für höhere Kohlenwasserstoffe

• Anlagen zur Kühlung und Verflüssigung des Gases, • LNG-Tanks • Verladeterminals für das LNG, • LNG-Tanker, • Anlandeterminals • LNG-Tanks und

• Anlagen zur Verdampfung des verflüssigten Erdgases, bevor es in das normale Pipelinenetz eingespeist werden kann.

Die LNG-KetteDie LNG-KetteDie LNG-KetteDie LNG-Kette

Die Kosten der LNG-Die Kosten der LNG-KetteKette

Die Kosten der LNG-Die Kosten der LNG-KetteKette

LNG-Kette gesamt 3 – 10 Mrd. US$

Energieverbrauch innerhalb der LNG-Kette für

1000 cf Erdgas • Verflüssigung 80 – 130 cf

• Transport („boil off“ gas pro Tag) 1,5 – 2,5 cf • Regasifikation 10 – 15 cf

Gesamtverbrauch für Katar nach Ostküste USA

150 cf (15 %)

Quelle: Darley 2004

Source:Ruhrgas 1999(updated)

NEGP

Europäisches Erdgaspipelinenetz und Europäisches Erdgaspipelinenetz und geplante LNG-Terminals geplante LNG-Terminals

Europäisches Erdgaspipelinenetz und Europäisches Erdgaspipelinenetz und geplante LNG-Terminals geplante LNG-Terminals

Snøhvit, Gas von jenseits des PolarkreisesSnøhvit, Gas von jenseits des Polarkreises

• The Snøhvit field will be developed in an Arctic environment with no platforms – controlled from shore, 145 km away

• The gas will be shipped to markets as LNG, – first large LNG plant in Europe

• CO2 re-injection

Trends beim Trends beim LNGLNG

Trends beim Trends beim LNGLNG

• Größere Einheiten

damit Kostenreduzierung• Starke Zuwachsraten (Shell: 10 % p.a.)• Mobilität (keine Richtungsbindung)• Spotmarkt - in Richtung einheitlicher

Weltmarkt?

Aber: • Nur dort möglich, wo Zugang zum offenen Meer• Ausreichende Reserven und potente Abnehmer

erforderlich• Hoher Kapitalbedarf erforderlich bei langfristiger

BindungQuelle: Darley 2004

Angebotssituation nichterneuerbarer EnergierohstoffeAngebotssituation nichterneuerbarer EnergierohstoffeAngebotssituation nichterneuerbarer EnergierohstoffeAngebotssituation nichterneuerbarer Energierohstoffe

Fazit nicht-erneuerbare EnergierohstoffeFazit nicht-erneuerbare EnergierohstoffeFazit nicht-erneuerbare EnergierohstoffeFazit nicht-erneuerbare Energierohstoffe

Nicht-erneuerbare Energieträger bleiben für nächste Jahrzehnte Rückgrat der Energieversorgung

Erdöl: Derzeit wichtigster Energieträger aber Angebot und Nachfrage werden in naher Zukunft auseinander driften

Erdgas: Kann Erdöl teilweise ersetzen, aber auch begrenzte Möglichkeiten. Gashydrate und Aquifergas in absehbarer Zukunft von untergeordneter Bedeutung

Kohle: Ausreichende Mengen vorhanden. Könnte ein Rohstoff der Zukunft werden, falls „klimapolitisch“ akzeptiert

Uran: kein Engpass in geologischer Verfügbarkeit zu erwarten

Endlichkeit – sparsamer Umgang und Alternativen

www.bgr.bund.de

Weitere Informationen

unter:

Field development

Name Investment

(in US-$ bn)

Tengiz 20.0Karachaganak 11.0Kashagan 36.0AIOC 10.0Shah Deniz 4.1

Pipeline projects

Name Length Investment

(in km) (in US-$ bn)

CPC 1 510 4.2BTC 1 730 5.0KAZ-China 3 000 3.5

BTE 694 2.0TKM-China 7 000 20.0

Major Oil and Gas ProjectsMajor Oil and Gas Projectsin the Caspian Regionin the Caspian Region

Major Oil and Gas ProjectsMajor Oil and Gas Projectsin the Caspian Regionin the Caspian Region

• Length ca. 1 400 km

442 km AZ

248 km GE

704 km TR• Capacity 22 bn m³/a

Extention to 30 bn m³/a• Costs US-$ ca. 2 bn• Start 2006

Natural Gas Pipeline Baku – Tbilisi – ErzurumSouth Caspian Gas Pipeline

• BP (Operator) 25.5 %

• StatoilHydro 25.5 %

• Socar 10.0 %• Total 10.0 % • ExxonMobil

8.0 %• LukAgip

10.0 %• OEIC (Iran) 10.0%• TPAO 9.0 %

• Length ca. 7 000 km

188 km TKM

530 km UZB

1 325 km KAZ

4 500 km CHINA

• Capacity 40 bn m³/a

• Costs US-$ ca. 20 bn

• Currently under construction

• Start of operation 2010

Natural Gas Pipeline Turkmenistan - China