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What the Frack?

Lagert unter den Vereinigten Staaten wirklich genug Erdgas für die nächsten 100 Jahre?

Ein Artikel von Chris Nelder (getreallist.com), übersetzt von Benedikt Oelmann. Zuerst erschienen bei Slate und mit freundlicher Genehmigung von Autor, Übersetzer und Herausgeber nun auf deutsch.

 

Die jüngsten Presseberichte über das Potential von Schiefergas haben Sie möglicherweise glauben lassen, dass Amerika jetzt auf einem Erdgasvorrat sitzt, der für die nächsten 100 Jahre ausreicht und das Blatt sich somit gewendet hat: Das „Goldene Gaszeitalter“ erwartet uns, in dem die USA in der Energieversorgung unabhängig vom Ausland, sogar weltweiter Gasexporteur, sein werden und die Energieimporte ein Ende finden.

Die Daten sprechen dagegen eine andere Sprache. Zwischen nachweisbaren und potenziellen Reserven, mit letzteren wird immer in den Schlagzeilen gearbeitet, liegt eine gewaltige Kluft der Unsicherheiten und Spekulationen.

Die Behauptung, dass unter den USA genug Erdgas für die nächsten 100 Jahre lagern, entstammt einem Bericht, der im April 2011 durch das Potential Gas Committee, einer Organisation bestehend aus Erdöl-Ingenieuren und Geowissenschaftlern, veröffentlicht wurde. Der Präsident und Vorsitzende Larry Gring arbeitet für Third Day Energy LLC, einem Unternehmen mit Sitz in Austin, Texas, das Öl- und Gasvorkommen entlang der Golfküste erwirbt und betreibt ist. Der Vorstandsvorsitzende Darrell Pierce ist Vizepräsident von DCP Midstream LLC, eines Unternehmens aus Denver, das Erdgas produziert, verarbeitet und vermarktet. Die Autoren des Berichtes entstammen der industrienahen Colorado School of Mines. Es ist also davon auszugehen, dass der Bericht des Potential Gas Committee keine unparteiische Beurteilung der Ressourcen zulässt.

Die Website des Potential Gas Committee besteht aus einer einzigen Pressemitteilung über den Bericht, mit Link zu ein paar zusammenfassenden Folien. Jene offenbaren dann eine sehr optimische Einschätzung der potentiellen Ressourcen, inklusive einiger „zukünftiger Gasvorkommen“, die auf 2170 tcf geschätzt werden (1 trillion cubic feet, kurz tcf, sind 1 Billionen Kubikfuß oder rund 28,317 Billionen Liter). Rechnet man mit dem US-Verbrauch des Jahres 2010, etwa 24 tcf, würden die potentiellen Ressourcen die Versorgung der nächsten 95 Jahre sicher stellen, was man offenbar auf 100 Jahre gerundet hat.

Doch was liegt dieser Schätzung zugrunde? Zwar wurden diese Details der Öffentlichkeit nicht frei zugänglich gemacht, aber die Zusammenfassung lässt sich aufschlüsseln: 273 tcf Erdgas sind „nachgewiesene Ressourcen“, was bedeutet, dass man glaubt, dass sie existieren und dass sie sich mit einer 10%-Rendite rentieren. Das entspricht auch den Daten der US Energy Information Administration (EIA).

Weitere 536,6 tcf in bereits vorhandenen Vorkommen werden als „wahrscheinlich“ eingestuft. Das heißt, man hat eine gewisse Erwartung, dass sich das Gas noch in bekannten Formationen befindet, dessen Existenz und technische Förderbarkeit sind jedoch nicht bewiesen.

Als „möglich“ werden 687,7 tcf eingeschätzt, die aus neuen Vorkommen kommen, die noch entdeckt werden müssen. Weitere 518,3 ctf, die als „spekulativ“ eingeordnet sind, sollen künftig aus ebenfalls noch unentdeckten Quellen stammen.

Außerdem schätzt man, dass 176 tcf Kohleflözgas in Kohleformationen eingeschlossen sind. (Hinweis: Der PGC-Bericht rechnet mit 158,6 tcf Kohleflözgas, wir haben die Zahlen für wahrscheinliches, mögliches und spekulatives Kohleflözgas addiert und stellten fest, dass die korrekte Summe 157,7 ctf betrüge. Wir konnten das PGC nicht erreichen, um diese Diskrepanz zu diskutieren. Addiert man noch 18,6 tcf bewiesener Kohleflözgasreserven (die jüngste Zahl der EIA aus dem Jahr 2009) zu den 157,7 ctf, erhält man eine Gesamtsumme von 176,3 tcf für alle Kategorien des Kohleflözgases.

Chris Nelder: What the Frack. Gasreserves in USA.

 

Dieser ganzen Logik folgend könnten Sie behaupten, Multimilliardär zu sein, sie müssen nur all ihre „wahrscheinlichen, möglichen und spekulativen Ressourcen“ miteinbeziehen.

Nimmt man an, dass die Vereinigten Staaten ihren Verbrauch von 24 tcf Erdgas im Jahr beibehalten, ist der Erdgasverbrauch für die nächsten 11 Jahre gesichert. Existenz und Nutzbarkeit der Versorgungsquellen für die verbleibenden 89 Jahre wurden bisher noch nicht nachgewiesen.

Selbst die vergleichsweise bescheidene Schätzung von 11 Jahren könnte optimistisch sein. Die 273 „nachgewiesenen“ tcf befinden sich in noch unangebohrten Vorkommen, die nahe zu Stellen liegen, an denen bereits Gas produziert wurde. Aufgrund der großen horizontalen Differenzen in der Geologie von Schiefer kann sich die Produktion in benachbarten Quellen erheblich unterscheiden.

Die EIA nutzt eine andere Methode für ihre Ressourcenkalkulation: Sie erstellt eine Sammelstudie, bezieht mehrere Schätzungen ein. Im optimistischsten Fall, dem „high shale resource case“, schätzt sie, dass sich 1230 tcf im Boden befinden, „estimated unproved technically recoverable resource” (geschätzte, unbewiesene und technisch nutzbare Ressourcen). Außerdem hat sie verschiedene Produktionsprognosen bis zum Jahr 2035 erstellt, die von 827 tcf im Referenzfall bis 423 tcf im ungünstigsten Fall ausgehen. Die EIA sagt für den ungünstigen Fall, der tatsächlich zutreffen könnte, voraus, dass die USA bis 2035 wieder zum Gasimporteur werden.

Chris Nelder: What the frack? How long will gas-reserves last?

Ein komplizierter Faktor ist die Nutzbarkeit, da wir nie dazu im Stande sein werden, ein Öl- oder Gasvorkommen vollständig zu erschöpfen. Für Öl gilt eine Ausbeute um 35% als exzellent. Die Ausbeuten bei Schiefergas dagegen sind sehr variabel, was an der abwechslungsreichen Geologie des Gesteins liegt. Selbst wenn wir einen sehr optimistischen Faktor von 50% für die 550 tcf wahrscheinlichen Gases annehmen (536,6 tcf Schiefergas und 13,4 tcf Kohleflözgas), würde das nur noch 225 tcf ergeben, oder einen 10-Jahres-Vorrat. Das addiert mit dem 11-Jahres-Vorrat aus nachgewiesen Vorkommen würde der USA beim derzeitigen Verbrauch 21 Jahre Zeit lassen.

Erdgasbefürwortern reichen unsere derzeitigen Verbrauchsraten für Erdgas noch nicht. Sie wollen, dass mehr als zwei Millionen Sattelzüge auf Erdgas umgerüstet werden, um die amerikanische Abhängigkeit von Ölimporten aus eher ungeliebten Ländern abzubauen. Sie sind außerdem dafür, einen wesentlichen Teil der Stromerzeugung von Kohle auf Gas umzustellen, um den Kohlenstoffdioxidausstoß zu verringern. Würden wir das tun, würde der 21-Jahre-Vorrat schnell auf einen 10-Jahres-Vorrat zusammenschrumpfen, bis jetzt haben die Befürworter ihre Schätzungen zur Größe des Vorrates noch nicht entsprechend angepasst.

Die wirklich teuflischen Details der Vorratsprognosen verbleiben indes in den Serienmodellen von Schiefergasunternehmen.

Arthur Berman, Erdölgeologe und Berater im Energiesektor, und Lynn Pittinger, Erdölingenieur, sind seit langem skeptisch gegenüber den Behauptungen über Schiefergas. Ihre detaillierte, unabhängige Arbeit zu den wirtschaftlichen Gesichtspunkten der Schiefergasproduktion deutet an, dass nicht nur die Behauptungen über die Vorkommen, sondern auch über die Rentabilität der Quellen übertrieben sind.

Das Problem beginnt mit der historischen Datenlage zur Produktion, die überschaubar ausfällt. Das Barnett Shale in Texas ist die einzige Schieferformation, im Englischen auch „Play“ genannt, mit einer bedeutenden Geschichte. Die erste vertikale Bohrung fand 1982 statt, doch erst mit dem Aufkommen der Horizontalbohrungen 2003 lief die Produktion richtig an. Mit horizontalem Bohren und anschließendem „Fracking“ des Gesteins mithilfe eines Gemisches aus Wasser, Chemikalien und so genannten „Proppants“ (Partikel, die die durch das Bohren entstandenen Risse offen halten), der ins Bohrloch gepresst wird, traten Unternehmer die Schiefergasrevolution los. Das Bohren boomte im Barnett Shale, aus 3000 Quellen 2003 wurden bis heute 9000. Das führte dazu, dass wir eine recht gute Datenlage für das Barnett Shale haben. Auch die Daten aus dem Fayetteville Shale in Arkansas sind beträchtlich: Die Daten gehen bis 2004 zurück und schließen rund 4000 Quellen ein. Die Daten des Haynesville Shale in Louisiana sind minimal, sie beginnen spät im Jahr 2007 und beinhalten weniger als 2000 Quellen. Die historischen Daten zum Rest der großen Schiefergasformationen, Marcellus, Eagle Ford, Bakken, Woodford und einer handvoll kleinerer Plays sind zu neu und zu spärlich, um eine genaue Modellierung ihrer Produktionsprofile zu ermöglichen.

Nach mathematischer Modellierung der tatsächlichen Produktion tausender Quellen im Barnett, Fayetteville und Haynesville Shale fand Berman heraus, dass die Betreiber mit ihren Behauptungen deutlich übertrieben hatten. Es stellte sich heraus, dass Vorkommen zu mehr als 100 Prozent überbewertet waren.

Üblicherweise ist die Förderung eines Kerns von 10 bis 15 Prozent des Erdgases in einer Schieferformation kommerziell rentabel. Für den Rest kann das zutreffen oder auch nicht, das stellt sich heraus. Die Industrie hat aber so kalkuliert, als wären die gesamten 100 Prozent der Vorkommen gleichermaßen nutzbar.

Berman fand heraus, dass auch die Prognosen für erwartete Lebensleistung, beziehungsweise geschätzte Nutzbarkeit, übertrieben waren. Die Kurven zum Produktionsrückgang, die von Quellenbetreibern erstellt wurden, fallen zuerst stark ab, um sich dann zu einem langen, flachen Schwanz zu entwickeln. Berman entwickelte in seiner Analyse der Modelle eine passendere Kurve, in der die Produktion in den ersten 10 bis 15 Monaten stark abnimmt, gefolgt von einer schwächeren hyperbolischen Abnahme. Schiefergasvorkommen geben im ersten Jahr über die Hälfte ihrer gesamten Lebensleistung ab. Deshalb müssen die Betreiber ständig neu bohren, um die Produktionszahlen aufrecht zu erhalten.

Chris Nelder: What the frack? Keep on drilling!

Berman kam zu dem Schluss, dass die durchschnittliche Lebensdauer einer Quelle im Barnett Shale nur etwa 12 Jahre betragen könne, im Gegensatz zu den 50 Jahren, die die Betreiber propagieren, auch die geschätzte Nutzbarkeit der einzelnen Quellen könnte nur halb so groß sein wie behauptet. Was nun tatsächlich zutrifft, werden wir im Barnett Shale erst in 5 bis 10 Jahren (und über eine Dekade später in den neueren „Plays“) herausfinden.

Weiterhin fand Berman heraus, dass die durchschnittlichen Produktionszahlen künstlich aufgebläht wurden, indem man ältere, fast erschöpfte Quellen aus den Kalkulationen nahm, Produktionsdaten von wiederaufgenommenen Löchern falsch einrechnete, als gehörten diese zu den Erstbohrungen, und das Mischen von Daten älterer und neuerer Quellen ohne diese herkömmlich einzuordnen, so dass der Eindruck von einer insgesamt deutlich höheren Produktion entsteht, als es tatsächlich der Fall ist.

Indem sie diese Fehler ständig wiederholen, scheinen die Betreiber ihre allzu optimistischen Modelle der älteren „Plays“ auf die jüngeren zu übertragen, diese können jedoch völlig unterschiedliche geologische Charakteristika aufweisen und nicht annähernd so produktiv sein. Beispielsweise wird die Lebensleistung einer Quelle aus dem Barnett niemals von einer aus dem Marcellus Shale erreicht werden.

Die EIA bezieht sich in ihrer Beurteilung der Aussichten für Schiefergas auf all diese Dinge und stellt fest, dass es „ein hohes Maß an Ungewissheit um die Prognosen gibt, beginnend mit der geschätzten Größe der technisch nutzbaren Schiefergasvorkommen“ und dass „die Schätzungen auf vielen Annahmen aufbauen, die sich langfristig als falsch herausstellen könnten“. Bisher fanden all diese Punkte keine Erwähnung in den offiziellen finanziellen Stellungnahmen der Betreiber.

Chris Nelder: What the frack? Recovery Map USA

Ein Beispiel dafür, wie aufgeblasen erste Ressourcenschätzungen sein können und wie stark man diese beschneiden kann, präsentierte sich im August in Form einer neuen Beurteilung des Marcellus Shales von der US Geological Survey (USGS). Diese Beurteilung bot mehrere Schätzungen, von 43 tcf Schiefergas mit einer 95-prozentigen Wahrscheinlichkeit über 84 tcf mit einer Wahrscheinlichkeit von 50% bis hin zu 114 tcf zu 5%. (Es dürfte nicht überraschen, dass sich die 95%-Schätzungen unter Beachtung der Geschichte als die am nächsten an der Marke liegenden herausstellten.) Nur fünf Monate zuvor spekulierte die EIA noch in ihrem Annual Energy Outlook 2011, dass das Marcellus Shale über eine „geschätzte technisch nutzbare Ressourcenbasis von über 400 tcf“ verfügt. Die Neubewertung der USGS kürzte die Schätzung für das Marcellus Shale um 80 Prozent. Ähnliche Korrekturen für andere Schieferformationen könnten bevorstehen.

Neben den Unklarheiten über Größe und Produktivität der Schiefergasvorkommen gibt es noch andere offene Fragen. Zum einen ist die Schiefergasproduktion, auf Basis einer durchschnittlichen jährlichen Datenlage betrachtet, seit 2008 unrentabel. Erdöl- und Erdgasexplorer, die die ersten Quellen in einem neuen Gebiet erkunden und einrichten, müssen zunächst hohe Schulden und ein großes Risiko auf sich nehmen, um die Vorkommen zu entdecken und, verlustbringend, zu betreiben, in Hoffnung darauf, dass größere, kaufkräftige Akteure sie später gut dafür bezahlen werden. Man kann sich nie sicher sein, dass sich der Versuch auch wirklich auszahlen wird.

Die andere Hauptsorge ist ganz klar die Umweltverschmutzung durch das Fracking. Es scheint mir so, als ob die überwältigende Mehrheit der Schiefergasoperationen so unbedenklich sind wie alle Arbeitsvorgänge in der restlichen Öl- und Gasindustrie, dennoch haben einige Akteure, aus Fahrlässigkeit oder unverhohlener Verantwortungslosigkeit, tatsächlich Kontaminationen verursacht. Bis jetzt ist man trotzdem der Auffassung, dass die Schiefergasproduktion im Allgemeinen sicher ist.

Weder ich noch Berman sind Gegner des Gases, was ihn und mich interessiert sind die aufgeblasenen Erwartungen über das Potential von Schiefergas und die schwache Qualität der technischen und finanziellen Informationen zur Produktion. Bisher haben wir noch keine Ahnung davon, wie viele der geschätzten Gasvorkommen sich der Förderung als würdig erweisen werden oder ob die geplanten Produktionsraten für einige Quellen um einen Faktor von 10 schrumpfen. Wir könnten sowohl einen 100-jährigen als auch einen 11-jährigen Vorrat an Erdgas haben. Wir könnten ökonomische und umweltfreundliche Vorteile schaffen, indem wir Trucks und kohlebasierte Stromerzeugung auf Erdgas umstellen, es könnte aber auch sein, dass wir so in einer wirtschaftlichen Situation landen, die weitaus wackliger ist als Peak Oil und der drohende Rückgang der Erdölversorgung. Wir wissen es einfach nicht und werden es wohl auch in den kommenden Jahren nicht erfahren.

 

Dieser Artikel entstammt Future Tense, einer Zusammenarbeit zwischen der Arizona State University, der New America Foundation und Slate. Future Tense erforscht die Auswirkungen neuer Technologien auf Gesellschaft, Politik und Kultur. Für weitere Informationen besuchen Sie den Future Tense Blog, die Future Tense Homepage oder Sie folgen dem Projekt auf Twitter.

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9 Kommentare to “What the Frack?”

  1. Tom Schülke sagt:

    Mein dickes Lob für diese Übersetzung…

    Das ist einer der Artikel die endlich mal etwas mehr Licht auf das Mediengewitter der Gasförderer wirft und Zahlen ins rechte Licht rückt.

    Als informierter Laie, hat man zwar immer im Hinterkopf , dass die umherschwirrenden Zahlen wohl übertrieben sind, aber eben keine genaueren Informationen.

    Da kommt mir dieser schöne differenzierte Artikel geade recht.

  2. Tom Schülke sagt:

    Noch eine Frage zu den proven Reserves zuzüglich der probable ressources (müsste das nicht eigentlich probable reserves sein ? ) .

    dort kommt man auf eine Reichweite von 21 Jahren..

    Dieses entspricht doch der statischen reichweite oder ? Wie verhält es sich mit der Reichweite in diesem Szenario bei wachsendem verbrauch, sprich auch dem was im hinteren Teil des Artikels angesprochen wird.

    Wie verhält es sich denn ausserdem mit einer Peak-Förderung des Frackings ? Haben wir dabei ebenfals ein Förderverhalten wie beim Öl, so dass wir von einem peak Fracking-Gas im Bereich von 10 Jahren ausgehen müssten ?

    gruß Tom

  3. […] Postscript November 5, 2012: This article is now available in a German translation, here: http://www.peak-oil.com/2012/11/what-the-frack/ […]

  4. smiths74 sagt:

    Super Artikel! Vielen Dank für die Übersetzung! So läßt sich die Sache viel einfacher im deutschsprachigen Raum verbreiten!

    Viele Grüße

    smiths74

  5. Marcus Kracht sagt:

    Vielen Dank für diesen Beitrag! Wir brauchen unbedingt mehr von dieser Art Berichten, damit wieder Vernunft einkehrt. Im Juli erschien übrigens bei der ASPO Deutschland dieser lesenswerte Beitrag über die Investitionsblase bei Gas:
    http://aspo-deutschland.blogspot.de/2012/07/natural-gas-where-endless-money-went-to.html.

    Viele Grüße,

    Marcus Kracht

  6. Florian Hoppe sagt:

    Was mir eher Sorge bereitet, ist daß dieser sogeannte Boom eher nach einer Bubble riecht. Und was das auf kurz oder lang bedeutet wissen wir ja.

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