Feb 102011
 

Immer wieder müssen wir Bürger beweisen wie unsinnig das Bohren nach unkonventionellem Erdgas ist. Unkalkulierbare Risiken müssen in Kauf genommen werden. Und wofür?

Ein Architekt aus Drensteinfurt hat mal ein paar Zahlen zusammengetragen und als Grundlage für den Vergleich Erdgasbohrung / Windkraftanlage herangezogen. Mit erstaunlichem Ergebnis.

Würde aus dem geförderten Erdgas einer Bohrstelle Strom (Kraft) erzeugt, dann würde nur 1,4 Windkraftanlagen die gleiche Menge liefern.

Würde aus dem geförderten Erdgas einer Bohrstelle Wärme erzeugt, dann würden 2,5 Windkraftanlagen reichen die gleiche Wärme zu erzeugen.

Ich finde, hierdurch wird klar, wie lächerlich klein die Menge einer Bohrung ist. Dadurch soll die Versorgung der Bevölkerung gesichert werden? Oder wird dadurch nicht besonders deutlich wie viele Bohrstellen demnächst zu erwarten sind?

Die Berechungsgrundlagen für Kraft und Wärme können hier nachgelesen werden.

Sie sind der Meinung da stimmt was nicht? Dann ändern Sie die Parameter in dieser Tabelle. Die Berechnung erfolgt automatisch.

Ja der Wind weht nicht immer, aber ein paar zusätzliche m² Dachfläche für Solarenergie und wir können bequem auf dieses Russische Roulette verzichten. Denn nichts anderes ist die Förderung von unkonventionellem Erdgas.

Und noch etwas sei erwähnt. Unkonventionelles Erdgas kann 10, vielleicht 15 Jahre gefördert werden. Der Wind weht länger!

  4 Antworten zu “Versorgungssicherheit durch Erdgas?”

  1. Die eigentliche Frage lautet:

    Wer hat hier die Macht?

    Die Politik oder die Wirtschaft.

    Ich fürchte: die Wirtschaft hat die Macht.

    Die Politik kneift vor dem Kapital!!!
    (vgl. „Bankenrettung“)

    Und Landräte sind nichts als „Spielbälle“.

    Es wir dauern, bis SIE es merken,
    weil sie es nicht merken wollen.

  2. Welches Potential die unkonventionelle Gasförderung in Deutschland für die Gas-Energieversorgung hat, erfahren sie sehr eindrucksvoll auf

    Seite 3 des folgenden Links:(rwth aachen)

    http://www.ifm.rwth-aachen.de/cms/upload/download/Master-PO10/M42V/MV42-06-AGL-Flozgas-allgemein-2011.pdf

  3. In der Datenbank DABO sind mehr als 240 000 Bohrungen und Aufschlüsse mit ihren Stammdaten (Lage, Bohrungs- und Erfassungsdatum, Endteufe, Zweck u. a.) und fast 200 000 auch mit Schichtenverzeichnissen digital abgelegt.

    Unter

    http://www.gd.nrw.de/g_lk.php

    gibt’s den reduzierten Stammdatensatz kostenlos.

    Er umfasst: Objekt, Lage, Zweck, Bohrungs- und Erfassungsdatum, Endteufe, Schichten-Anzahl

    Vor diesem Hintergrund scheint es so zu sein, das Exxon „Probefrac-Bohrungen“ durchführt, diese aber offiziell als „Erkundungs-Bohrungen“ bei den Bergämtern anmeldet.

    Die Umwandlung der Erkundungs-Bohrung in eine Probefrac-Bohrung ist reine Formsache.

    Das erklärt auch die Aussage des Exxon-Pressesprechers:

    „Man beabsichtige, schon aus Kostengründen, auch einen Probe-Frac.“

  4. Auch hier nochmal mein Hinweis auf die Studie, die das Oxford Institut gemeinsam mit dem SBC Energy Studies erstellt hat. Hier wird von Seiten der Energieunternehmen und Investoren geforscht:
    „Can Unconventional Gas be a Game Changer in European Gas Markets?“ (2010)
    http://www.sbc.slb.com/About_SBC/Oxford_Institute_Energy_Studies.aspx (pdf-Download s. unten)

    Der Vergleich zwischen den Potentialen in den USA und Europa müsste eigentlich jeden Investor desillusionieren (ab S. 83).
    Die Kosten sind enorm, und wie in der Studie vorgeschlagen, müsste in Europa auch Einiges in die Erfassung von geologischen Daten, Vernetzung und Abgleich der Datenerfassung, entsprechend angepasste Technologien, Sicherheitsvorkehrungen, Ausbildung der Fachkräfte etc. investiert werden. Europa steckt, was unkonventionelle Gasförderung angeht, noch in den Kinderschuhen.

    Was ich besonders interessant finde, ist die (befürchtete) Einbindung von EU-Bestimmungen (Drinking Water Directive, Groundwater Framework Directive, Birds Directive, Habitats Directive, Natura 2000, etc.).
    Wenn diese Bestimmungen greifen würden, fände man gerade im Münsterland, in Niedersachsen und im westlichen Teil der Niederlande absolute „no go-areas“ (S. 76). Also genau dort, wo die „main targeted shales“ anzusiedeln sind.

    Tja, und trotzdem wird gefrackt. ExxonMobil spart sich Kosten, indem EU-Bestimmungen mit dem Bergrecht umgangen, Probe-Bohrungen direkt in Probe-Fracking umgewandelt werden und sie eben NICHT in kosten- und zeitaufwendige Technologien und Know-how investieren.

    Es fehlt also an Erfahrung, an Kenntnis und an den notwendigen gesetzlichen Bestimmungen. Ein mieses Konstrukt, das die Situation noch desolater erscheinen lässt.

    Auszüge Studie:
    ————————————————-

    No go areas / EU / UICN (siehe S. 73 ff.):
    „The map show very clearly that the extent of protected areas in Germany is huge and densely distributed. Almost the whole country appears to be under the UICN (International Union for Conservation of Nature and Natural Resources) classifications, including the Lower Saxony Bassin. These environmental regulations present a tremendous challenge to unconventional gas drilling an supply chain infrastructure building in these areas“

    ————————————————

    Hier eine Rechnung für die Förderung von den max. zu erwartenden 1 TCF/Jahr. Erst ab dieser Menge ist die unkonventionelle Gasförderung überhaupt als wirklich profitabel einzustufen. Eine witzige Fußnote: Halb Niederlande müsste aufgebohrt werden, um ansatzweise an diese Mengen heranzukommen.

    „What would this level of drilling require in terms of acreage sizes, i.e land surface needed to accommodate all these wells? In the US, States regulate the spacing of wells. A spacing of 80
    acres between wells is common, although many States allow for closer spacing. In Poland, Germany and the Netherlands, there is no such restriction in mining laws and regulations.
    However this could change when large-scale unconventional gas drilling becomes a reality.

    Assuming an 80-acre well spacing rule, the surface needed for drilling 1,000 wells would be 80,000 acres (i.e 324 sqkm), and 56,000 (i.e 226 sqkm) for 700 wells. Over 20 years, this
    means the required land surface could be close to 10,000 sqkm and over 40 years 20,000 sqkm. This is small when compared to the (around) 60,000 sqkm of acreage awarded by governments since 2007 (see chapter 5).

    So at first sight the problem of land access for drilling does not seem to be about the overall size of acreage. But the data given above are for the development phase, once sweet spots
    have been identified. The problem is that in order to arrive at a development phase, a great deal of land will need to be explored. Whereas this is not a problem in the US, Australia or
    South Africa, there are severe limitations in Europe due to the limited surface area of certain countries, population densities and regulations protecting environmentally sensitive areas.
    For example the total surface area in the Netherlands amounts to 41,530 sqkm, so the drilling surface needed to produce 1 Tcf would cover way more than 50% of the country…which is
    unrealistic.“

    ——————————————–

    Conclusion:

    „… we conclude that Europe cannot replicate much of the American model and that production of unconventional gas at a European level
    of 1 Tcf/year is at least a decade away, i.e post 2020. However it is possible to envisage that the timeframe could be slightly shorter at a country level. That would not make unconventional gas a pan-European game-changer, but it could have effects on the energy mix of individual countries, such as Poland, more quickly than at a European level.“

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