Wirtschaftliche Erwartung sinkt mit steigender Erfahrung bei der unkonventionellen Erdgassuche

In den USA werden Vorkommen von 862 Tcf (Trillion Cubic Feet) an unkonventionellem Gas vermutet. Doch nur ein Bruchteil davon ist tatsächlich förderbar. Die amerikanische Energiebehörde EIA geht für die USA von nur 6,9% aus.

In Deutschland liegen die Schätzungen der EIA bei gerade einmal 8 Tcf, die technisch förderbar sind. Für Nordrhein-Westfalen wird häufig die Zahl von 2200 Kubik-Kilometer Gas genannt. Doch diese Zahl ergibt sich nur aus den Schätzungen über den Methananteil in Kohleflözen im Ruhrgebiet und eine Hochrechung auf alle Kohleflöze in ganz NRW. Auch diese Zahl gibt in keinster Weise die förderbare Menge an.

Eine Bohrung nach unkonventionellem Gas ist im Verhältnis sehr teuer. Der Aufbau der Plattform für eine Probebohrung in Nordwalde sollte 2,5 Millionen Euro kosten. Wohlgemerkt für eine Probebohrung. Pro Fracking sollen Kosten von 0,5 bis 1 Millionen Euro anfallen.

Doch nicht jede Probebohrung und jedes Fracking ist erfolgreich.  Und selbst wenn nach einem Fracking die erste Förderung erfolgreich verläuft, sinkt die Förderrate im Vergleich zu konventionellen Gasförderung dramatisch schnell ab.

Die Bohrung Day Kimball Hill #A1 im Barnett Shale in Texas produzierte zu Beginn im Oktober 2009 12,97 Millionen Kubikfuß Gas. Im November waren es noch 8,66 Kubikfuß Gas und im Dezember nur noch 6,79 Millionen. Das entspricht einem Abfall auf 47% der ursprünglichen Förderrate in nur 3 Monaten.
(Quelle: http://www.businessinsider.com/eia-shale-oil-2011-4)

Chesapeake Energy hat bei einer Auswertung von 56 per Hydraulic Fracturing und Horizontalbohrungen angeregten Bohrungen eine Abfallrate von 85% im ersten Jahr ermittelt.

Chesapeake Energy Corporation now believes that its first year decline rate is slightly higher than before at 85%, compared to 81% in the previous release.

Quelle: http://shale.typepad.com/haynesvilleshale/2009/07/chesapeake-energy-haynesville-shale-decline-curve.html

Auch eine Studie aus den Fördergebieten in Texas zeigt, dass Abfallraten von über 60% eher die Regel als die Ausnahme sind. Im Hayneswill Shale liegt der Abfall der Produktionsrate sogar bei 20% bis 30% pro Monat und bei 80% bis 90% pro Jahr.

Durch erneutes Fracken – bis zu 15 mal – kann die Fördermenge immer wieder kurzfristig erhöht werden. Der Effekt wird aber immer schwächer.

Vergleicht man die Förderkosten mit den erzielbaren Erlösen für den Hayneswill Shale ergibt sich ein merkwürdiges Bild:

“The break-even (NPV10= 0), minimum per-well reserve volume is 2.5 Bcf with a netback gas price of $8/Mcf (~$9/MMBtu Henry Hub spot). This means that the play would have been marginally commercial in 2009 dollars during only 15 months (12.5%) over the past decade—and over the past 20 years since the advent of the natural gas commodity market in 1989—if an average well had reserves of 2.5 Bcf instead of only 1.5 Bcf. At 1.5 Bcf/well, $12/Mcf netback gas price is needed to break even.

Quelle: http://petroleumtruthreport.blogspot.com/2009/04/haynesville-sizzle-might-fizzle.html

Nur während 15 Monaten in den letzten 10 Jahren lagen im Hayneswill Shale die Erlöse über den Kosten für die unkonventionelle Gasförderung.  Der Geschäftsführer von Chesapeake Energy sagt dazu, dass es ihm ausreiche, wenn der Preis alle zwei Jahre für 3 bis 6 Monate über der Gewinnschwelle läge.

Momentan liegt der Durchschnittspreis für fossiles Gas bei 4 Dollar pro BTU (British Thermal Unit). Wirtschaftlich sinnvoll ist eine Förderung unkonventioneller Gasvorkommen erst ab 5 oder 6 Dollar. So lange aber der Preis für Gas nicht steigt, weil das Angebot an konventionellem Gas ausreichend ist oder der Bedarf durch regenerative Energien sogar sinkt, rechnen sich die Investitionen für die Unternehmen eher strategisch.

Noch nicht eingerechnet in den aufgeführten Beispielen sind steigende Kosten durch neue Förderabgaben, die momentan in vielen Staaten der USA gefordert werden, steigende Kosten durch (strengere) Umweltauflagen, die zum Beispiel kein Verklappen von Frackwasser in städtischen Kläranlagen erlauben und steigende Strafen bei Verstößen gegen die bereits bestehenden Umweltauflagen.

Polen macht im Moment die gleiche Erfahrung. Potentiell gibt es große Mengen an Schiefergasvorkommen. Doch die wirtschaftliche Förderung ist noch in weiter Ferne.

Problematisch sind hier die Versprechungen der Lobby-Verbände der gasfördernden Industrie, die sich auf den ersten Blick gut anhören, aber bei kritischer Hinterfragung weit hinter den Erwartungen bleiben.

So sollen die Vorkommen an fossilem Gas in den USA ausreichend für 100 Jahre sein. Bezieht man die Schätzungen über den tatsächlich förderbaren Anteil der amerikanischen Energieagentur EIA ein, bleiben  29 Jahre übrig. Die unkonventionellen Gasvorkommen, die etwa 30% ausmachen, würden bei gleich bleibendem Verbrauch gerade einmal für 10 Jahre reichen.
(Quelle: http://www.businessinsider.com/dont-count-on-natural-gas-to-solve-us-energy-problems-2011-2#the-much-publicized-report-from-the-potential-gas-committee-relates-to-resources-many-of-these-resources-may-prove-to-be-too-expensive-or-not-technically-feasible-to-extract-5)

Laut Angabe der Gaslobby sind die USA durch die unkonventionelle Gasförderung vom Importeur zum Netto-Exporteur geworden. Dabei unterschlagen sie allerdings, das dafür 461.388 Bohrungen (2009, Quelle eia) notwendig waren. Die Anzahl der Bohrungen hat sich seit 1990 damit fast verdoppelt. Der Anteil von Schiefergas macht dabei in den USA nur 25% der Gesamtproduktion aus.

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