C 6183 E 10 Oktober Heft 10, 2018 134. JAHRGANG · Selbst das vielfach verschmähte Molekül Kohlenstoffdi - oxid (CO 2), das häufig im Verdacht steht, der Hauptverursacher des Klimawandels

Aufsuchung / Gewinnung • Verarbeitung / Anwendung • Petrochemie • Kohlen- / Biomasseveredlung

Oktober Heft 10, 2018

134. JAHRGANG

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In dieser Ausgabe:

Marktübersicht Zulieferfirmen

für die Erdöl- und Erdgasindustrie,

Petrochemie

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Growing with Energy

DEA Deutsche Erdoel AG, Überseering 40, 22297 Hamburg, Germany dea-group.com

Growing with Responsibility

Verantwortung übernehmen, Effizienz steigern, nachhaltig wachsen – dafür steht

DEA. Bestes Beispiel: die Bohr- und Förderinsel Mittelplate am Rand des Nationalparks

Wattenmeer. DEA fördert dort über 50 % des heimischen Öls – dank unseres weltweit einmaligen Sicherheitskonzeptes seit 30 Jahren ohne schädliche Einflüsse für das

Naturschutzgebiet. Und auch im Rahmen all unserer weiteren Upstream-Projekte, u. a. in

Norwegen, Dänemark, Ägypten und Algerien, übernehmen wir jeden Tag Verantwortung

für Mensch und Umwelt.

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ISSN 0179-3187 134. Jahrgang, Oktober 2018, Heft 10

Aufsuchung / Gewinnung • Verarbeitung / Anwendung • Petrochemie • Kohlen- / Biomasseveredlung

Jahresrückblick 2017 / Annual Review 2017

Der Mineralölmarkt Deutschland in 2017 353

Die Erdöl/Erdgasindustrie in Österreich in 2017

Austria‘s Petroleum Industry during 2017 356

Kohlenstoff / Carbon

Faktensammlung Kohlenstoff Teil 1/8

1. Was ist Kohlenstoff 361

Aspekte / Aspects

Was kostet klimaneutraler Straßenverkehr?

Cost of Road Mobility without Climate Harm

K. HEDRICH, M. KUCZERA und L. PLASS 362

Untergrundgasspeicher / Underground Gas Storage

Energiewende: Wasserstoff zur Speicherung erneuerbarer Energien

Energy transition: Hydrogen for the storage of renewable energy

B. HAGEMANN 371

Verarbeitung / Processing

Blending Optimization as a Complementary Solution to SAP ERP

in a Wax Refinery

Mischungsoptimierung als ergänzende Lösung zu SAP ERP

in einer Wachsraffinerie

W. LÜBBE, H. FRIEDRICH and M. KOHL 377

Rubriken

Editorial – Prof. Dr.-Ing. Reinhold O. ELSEN 344

Nachrichten 345

Markübersicht »Zulieferfirmen für die Erdöl- und Erdgasindustrie« 381

Produkte & Dienstleistungen 387

Veranstaltungen 388

Tagungskalender 397

Mitteilungen

Mitteilungen der DGMK • ÖGEW /Societies News 398

Mitteilungen des BVEG 398

ERDÖL ERDGAS KOHLEvorm. Allgemeine Österreichische Chemiker und Techniker Zeitung – Central Organ für Petroleum-Industrie (Gründungsjahr 1883, Wien) vereinigt mit Erdöl & Kohle, Erdgas PetrochemieTechnisch / wissenschaftliche Zeitschrift für Aufsu-chung und Gewinnung, Transport und Speicherung von Erdöl und Erdgas, Verarbeitung und Anwen-dung von Mineralöl und Erdgas, Petrochemie, Kohlen- und BiomasseveredlungEnthält 4 x jährlich (März, Juni, September, Dezem-ber) das OIL GAS European Magazine – Int. Editi-on of ERDÖL ERDGAS KOHLE

Organ derDGMK Deutsche Wissenschaftliche Gesellschaft für Erdöl, Erdgas und KohleÖGEW Österreichische Gesellschaft für Erdöl - wissenschaften

Wissenschaftlicher BeiratProf. Dr. R. O. Elsen, RWE Power AG, Essen; Dipl.-Ing. Thomas Gangl, OMV Refining & Marketing, Wien; Prof. Dr. Leonhard Ganzer, TU Clausthal; Univ.-Prof. Dr. B. Geringer, TU Wien; Dr. H. Herm Stapelberg, ExxonMobil Central Europa Holding GmbH, Hamburg; Univ.-Prof. Dr. mont. Herbert Hofstätter, Montanuniversität Leoben; Univ.-Prof. Dr.-Ing. W. Klose, Berlin; Prof. Dr.-Ing. C. Küchen, MWV Mineralölwirtschaftsverband, Berlin; Prof. Dr.- Ing. C. Marx, Owingen; Dipl.-Ing. A. Möhring, Ver-milion Energy Deutschland GmbH, Schönefeld; Prof. Dr.-Ing. M. Reich, TU Bergakademie Freiberg; Prof. Dr. Dipl.-Ing. P. Reichetseder, Hattingen; Prof. Dr. K. M. Reinicke, ITE, TU Clausthal, Clausthal-Zel-lerfeld; Dipl.-Ing. R. Samhaber, Wien; Dr. P. Sauer-mann, Deutsche BP Aktiengesellschaft, Bochum; Dr. V. Steinbach, BGR, Hannover

HerausgeberDipl.-Geol. Hans J. Mager

RedaktionDipl.-Ing. Kerstin Kogler (Chefredakteur), HamburgDr. Hedwig Doloszeski, HamburgDr. Christoph Capek, Wien

VerlagEID Energie Informationsdienst GmbHAnschrift von Redaktion und Verlag:Banksstraße 4, 20097 HamburgTel. (+49-40) 30 37 35-0, Fax -51E-Mail: [email protected]

In Österreich:c/o ÖGEW, Wiedner Hauptstraße 63Zimmer 4208, 1045 WienTel. (+43) 5 90900-4891, Fax -4895E-Mail: [email protected]

Geschäftsführung: Stefan WaldeisenArtdirector: Jürgen ClausAnzeigenleitung: Harald JordanVertrieb: Kirsten Striedieck, [email protected]

Titelbild© BVEG Bundesverband Erdgas Erdöl und Geoenergie e.V.

Inhalt / Contents

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EDITORIAL

344 ERDÖL ERDGAS KOHLE, 134 Jg. 2018 Heft 10

»Was ist Kohlenstoff?«Editorial von Prof. Dr.-Ing. Reinhold O. ELSEN, Mitglied des DGMK-Vorstandes und Leiter des Fachbereichs Kohlen- und Biomasseveredlung

In der aktuellen Debatte um die weitere Ausgestaltung der Energiewende wird häufig ein schneller Ausstieg aus der Kohlenutzung als geeignetes Mittel zur Erreichung der

deutschen CO2-Minderungsziele gefordert. Von der »Dekarbo-nisierung«, also der Abkehr von Kohlenstoffnutzung unserer Industrie und der Gesellschaft, wird in diesem Zusammenhang oft als einem Mega-Trend gesprochen. Dabei stellen sich mitt-lerweile viele Empfänger dieser Botschaften vor, dass über die vereinfachte Gleichung »Dekarbonisierung = Kohleausstieg = Klima gerettet« das Klimaproblem gelöst sei. Hierbei wird ei-nerseits ignoriert, dass neben der Kohleverbrennung weitere Kohlenstoffquellen existieren, die bei der CO2-Debatte zu be-rücksichtigen sind, und dass es darüber hinaus neben CO2 wei-tere Treibhausgase gibt, die zum Teil eine sehr viel höhere Kli-mawirksamkeit als CO2 haben.Andererseits hätte die totale Verbannung von Kohlenstoff (De-karbonisierung) – und übrigens auch von CO2 – aus unserem Leben und unserer Gesellschaft weitreichende, wenn nicht ka-tastrophale Folgen. Kohlenstoff ist ein elementarer Baustein des Lebens, denn alle Lebewesen bestehen primär aus Kohlen-Was-serstoff-Verbindungen. Folglich kann ohne Kohlenstoff kein Leben existieren. Darüber hinaus sind Kohlen-Wasserstoff-Ver-bindungen Grundlage für viele Güter, die wir – wie selbstver-ständlich – tagtäglich konsumieren bzw. gebrauchen: etwa in flüssiger und gasförmiger Form als Kraftstoffe für die Mobilität, als Brennstoff zur Strom und Wärmeerzeugung oder als Aus-gangsstoff für die chemische Industrie, z. B. zur Herstellung von Medikamenten und Kosmetika oder zur Produktion von Kunst-stoffen. Selbst das vielfach verschmähte Molekül Kohlenstoffdi-oxid (CO2), das häufig im Verdacht steht, der Hauptverursacher des Klimawandels zu sein, ist für das Leben auf der Erde, also für Mensch, Tier und Vegetation, lebensnotwendig. Ohne eine gewisse Mindest-Konzentration von CO2 in der Erdatmosphäre

wäre die Temperatur auf der Erde so niedrig, dass kein Leben existieren könnte. Ohne CO2 in unserer Atmosphäre könnten keine Pflanzen existieren, denn sie benötigen CO2 bei der für sie lebenspendenden Photosynthese.Die angeführten Beispiele verdeutlichen, dass für uns als Lebe-wesen und als Industriegesellschaft der Einsatz und die Nut-zung von Kohlenstoff in verschiedensten Verbindungen unver-zichtbar ist. Es muss also darum gehen, die Nutzung von Koh-lenstoff nicht zu verbannen, sondern sie so zu gestalten, dass der Anstieg der CO2-Konzentration in der Atmosphäre eine ge-wisse Größe nicht überschreitet. Diese Überlegung legt nahe, die heute überwiegend lineare Kohlenstoffnutzung zukünftig in eine Nutzung mit möglichst geschlossenen Kreisläufen zu überführen; hieran wird zurzeit an mehreren Stellen gearbeitet.Die pauschale Verwendung des Begriffs »Dekarbonisierung« ist daher für die gegenwärtige Diskussion in der Klimadebatte kri-tisch zu sehen und kann leicht zu falschen Schlussfolgerungen führen. Wer die Debatte ernsthaft führen will, braucht einen fundierten Überblick über die verschiedenen Kohlenstoffquel-len und ihre Nutzungs- und Umwandlungsmöglichkeiten. Er sollte die Bedeutung der verschiedenen Kohlenstoffnutzungen für unser Leben, für unsere Gesellschaft und unsere Industrie kennen und über den Zusammenhang mit dem bei der Kohlen-stoffnutzung entstehenden CO2 Bescheid wissen und dessen potenzielle Auswirkungen einordnen können. Schließlich sollte er auch über die politischen und rechtlichen Rahmenbedingun-gen Bescheid wissen und die sozialen und gesellschaftlichen Herausforderungen einschätzen können, die mit einer extre-men Veränderung der gegenwärtigen Kohlenstoffnutzung ver-bunden wären.

Der Fachbereich Kohlen- und Biomasseveredlung der DGMK möchte unter dem Titel »Faktensammlung Kohlenstoff« in einer Serie von Beiträgen von Vertre-

tern einschlägiger wissenschaftlicher Bereiche Fakten und Ba-siswissen zum Thema Kohlenstoff und Kohlenstoffnutzung be-reitstellen und damit auch zur weiteren Versachlichung der ak-tuellen Diskussion um die Kohlenstoffnutzung beitragen. Es ist geplant, beginnend mit dieser Ausgabe der Zeitschrift ERDÖL ERDGAS KOHLE und in den sieben folgenden Aus-gaben, über folgende Themenfelder zu berichten:

− Was ist Kohlenstoff? − Anthropogene und natürliche Kohlenstoffkreisläufe − Ressourcen und Nutzung von kohlenstoffhaltigen Energierohstoffen − Begrenzung der CO2-Emissionen durch den Emissionshandel − Substitutionsmöglichkeiten fossiler kohlenstoffhaltiger Energieträger durch Erneuerbare Energien

− Sektorkopplung – Chancen und Möglichkeiten durch Bedarfsoptimie-rung

− Zunehmende Schließung von Kohlenstoffkreisläufen – eine Chance − Gesellschaftliche Auswirkungen einer Kohlenstoffarmen Gesellschaft

Im Mittelpunkt stehen Zahlen, Daten und Fakten zu den einzel-nen Themenfeldern sowie die Darstellung struktureller Zusam-menhänge. Graphische Darstellungen und Tabellen sollen dabei die Anschaulichkeit erhöhen; soweit erforderlich und sinnvoll werden auch Formelzusammenhänge angegeben. Literaturhin-weise und Hinweise auf durchgeführte wissenschaftliche Arbei-ten runden die Darstellungen ab.Um den zukünftigen Nutzen der »Faktensammlung Kohlen-stoff« zu erhöhen, ist beabsichtigt, nach dem Vorliegen sämtli-cher Beiträge eine downloadbare Version auf der DGMK-Homepage zu bereitzustellen. n

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345ERDÖL ERDGAS KOHLE, 134 Jg. 2018, Heft 10

NachrichtenDEUTSCHLAND

DEA investiert mehr als 2 Mrd. € in das norwegische Öl- und Gasgeschäft Norwegen ist bereits heute das stärkste Produktionsland im globalen Portfolio von DEA. Die Inproduktionsnahme wei-terer Wachstumsprojekte ist ab 2020 ge-plant. Wichtigstes Projekt ist die Erschlie-ßung des eigenoperierten Gasfeldes Dva-lin. Die DEA will ihre derzeitige Produktion auf dem Norwegischen Kontinent alschelf (NCS) verdoppeln.»Im Rahmen unserer langfristigen Wachstumsstrategie investieren wir

mehr als 2 Mrd. € in unsere Feldesent-wicklungsprojekte auf dem Kontinental-schelf«, sagt DEAs Vorstandvorsitzende Maria Moraeus Hanssen während der ONS 2018 in Stavanger. »DEA hat ein bedeutendes und ausgewogenes Portfo-lio in allen Regionen des Schelfs. Derzeit liegt der Fokus auf unserem eigenope-rierten Dvalin-Projekt mit geplantem Produktionsstart im Jahr 2020, in das der Großteil der Investitionen fließt. Mit 50

% sind wir aber auch Hauptanteilseigner an der Njord-Entwicklung. Gemeinsam mit Betriebsführer Equinor rüsten wir die bestehenden Njord-Anlagen auf und planen durch die Entwicklung und Inte-gration der Bauge-Felder die Wertschöp-fung zu erweitern«, ergänzte sie.Darüber hinaus ist DEA Partner bei der Entwicklung des Nova-Feldes in der nor-wegischen Nordsee, wo der Produktions-start für 2021 geplant ist. � n

Erdgas- und Erdölbranche will Transparenz fördernDer Bundesverband Erdgas, Erdöl und Geoenergie e.V. (BVEG) und seine Mit-gliedsunternehmen haben eine Transpa-renzinitiative Umwelt gegründet. Ende September startete die dazugehörige In-formationskampagne mit dem Slogan: »Gutes fördern. Für uns ein Muss«. Martin Bachmann, Vorstandsvorsitzen-der des BVEG, verdeutlicht, welches An-liegen die Branche mit der Initiative ver-folgt: »Wir informieren und wir hören zu – transparent, aktiv und im Dialog. Denn Transparenz, Verantwortung und Um-weltschutz zu fördern, ist für uns kein

Kann, sondern ganz klar ein Muss.« Un-ter www.gutes-foerdern.bveg.de, auf Plaka-ten und Online-Anzeigen sowie unter dem Hashtag #GutesFördern zeigt die Branche, wie sie Transparenz, Verant-wortung, gutes Klima, Umweltstandards, Wasserschutz und kurze Wege fördert. Bachmann unterstreicht: »Das sind Wer-te, für die wir uns aus Überzeugung stark machen. In der Transparenzinitiative Umwelt bündeln wir bereits Erreichtes, entwickeln neue Ideen und suchen den Dialog auf allen Handlungsebenen. Wir wollen erreichen, dass der gesellschaftli-

che und volkswirtschaftliche Beitrag der Förderung und Speicherung von Erdgas und Erdöl für Region und Menschen be-wusster und sichtbarer wird.«Als Experte im sicheren und umweltbe-wussten Umgang mit Erdgas, Erdöl und Geoenergie erfüllt die Branche elemen-tare Bedürfnisse der Menschen nach Mo-bilität und Wärme. Zudem liefert sie un-verzichtbare Rohstoffe für Produkte des täglichen Lebens. Transparenz und Schutz der Umwelt haben dabei oberste Priorität.� n

BASF und LetterOne unterzeichnen Vereinbarung zum Zusammenschluss von Wintershall und DEABASF und LetterOne haben eine verbindli-che Vereinbarung zum Zusammenschluss ihrer jeweiligen Öl- und Gasgeschäfte un-terzeichnet. Das Joint Venture wird unter dem Namen Wintershall DEA firmieren. »Mit Wintershall DEA wird das führende unabhängige europäische Explorations- und Produktions-Unternehmen mit inter-nationalen Aktivitäten in Kernregionen entstehen. Durch den Zusammenschluss der beiden deutschen Unternehmen schaffen BASF und LetterOne die Basis für weiteres profi-tables Wachstum«, sagt Dr. Hans-Ulrich Engel, stellvertretender Vorstandsvorsit-zender und Finanzvorstand der BASF SE. Mittelfristig streben BASF und LetterOne einen Börsengang von Wintershall DEA mittels einer Erstplatzierung (Initial Public Offering) an.Der Abschluss der Transaktion wird im ers-ten Halbjahr 2019 erwartet, vorbehaltlich der Genehmigungen der Fusionskontroll-, Auslandsinvestitions- sowie Bergbaube-hörden und der Bundesnetzagentur. Bis zu diesem Zeitpunkt werden werden Win-tershall und DEA als voneinander unab-hängige Unternehmen weitergeführt.Im Jahr 2017 hatte das kombinierte Ge-schäft von Wintershall und DEA einen Proforma-Umsatz in Höhe von 4,7 Mrd.

€, ein Ergebnis der Betriebstätigkeit vor Abschreibungen (EBITDA) von 2,8 Mrd. € und einen Jahresüberschuss nach An-teilen anderer Gesellschafter von 740 Mio. €. Die Rohöl- und Erdgasprodukti-on von Wintershall und DEA belief sich im Jahr 2017 proforma auf insgesamt 210 Mio. boe; dies entspricht einer tägli-chen Fördermenge von rund 575.000 boe. Das Gemeinschaftsunternehmen wird über ein regional ausgewogenes Portfolio mit Wachstumspotenzial in den Kernregionen verfügen und strebt zwi-schen 2021 und 2023 eine Tagesproduk-tion von 750.000 bis 800.000 boe an. Durch den Zusammenschluss werden vom dritten Jahr nach dem Abschluss der Transaktion an Synergien von mindes-tens 200 Mio. € pro Jahr erwartet.Mario Mehren, Vorstandsvorsitzender von Wintershall, wurde als Vorstands-vorsitzender und Chief Executive Officer (CEO) von Wintershall DEA bestimmt, Maria Moraeus Hanssen, CEO von DEA, als stellvertretende Vorstandsvorsitzende und Chief Operating Officer. Darüber hinaus werden dem fünfköpfi-gen Vorstand von Wintershall DEA Thilo Wieland, Vorstandsmitglied von Win-tershall, und Hugo Dijkgraaf, Managing Director Wintershall Norge, angehören.

Die Benennung eines Finanzvorstands wird zu einem späteren Zeitpunkt erfol-gen. Der Zusammenschluss wird vollzo-gen, indem LetterOne sämtliche ihrer an DEA Deutsche Erdöl AG gehaltenen Antei-le in Wintershall Holding GmbH einbringt und neue Anteile von dieser erhält. Die Gesellschaft wird anschließend umbe-nannt in Wintershall DEA; sie wird Haupt-verwaltungsstandorte in Kassel und Ham-burg haben. Der Anteil von BASF an den Stammanteilen von Wintershall DEA wird zunächst 67 % betragen, der von LetterO-ne 33 %. Diese Anteile spiegeln den Wert der jeweiligen Explorations- und Produkti-onsaktivitäten von Wintershall und DEA wider. Um den Wert des Gastransportgeschäfts der Wintershall abzubilden, wird BASF zu-sätzliche Vorzugsanteile erhalten. Spätes-tens 36 Monate nach dem Zusammen-schluss und in jedem Fall vor einem Bör-sengang sollen diese Vorzugsanteile in Stammanteile von Wintershall DEA umge-wandelt werden. Dies wird den Anteil von BASF an Wintershall DEA auf 72,7 % er-höhen.

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NACHRICHTEN

346 ERDÖL ERDGAS KOHLE, 134 Jg. 2018, Heft 10

NACHRICHTEN

BohrstatistikBohraktivitäten im Juli

Erdöl-Erdgas-Zahlen im Juli

Erdöl- und Erdgasproduktion im Juli

Juli

1/2018 –

7/2018

± Vor- jahr

Mineralölprodukte (Mio. t) %Inlandsabsatz ges. 8,2 61,1 –6,5- Dieselkraftstoff 3,2 21,5 –3,6- Ottokraftstoff 1,5 10,6 –0,8- Heizöl leicht 0,8 7,9 –22,8- Heizöl schwer 0,2 1,4 –11,5- Rohbenzin 0,8 6,0 –35,2- Flugturbinenkraftstoff 1,0 5,8 1,5Import 3,0 21,1 –7,5Export 2,1 14,5 7,5

RohölaufkommenEigene Förderung 0,178 1,229 –5,2Import 7,5 51,9 1,2Grenzüberg.-Preis, EUR/t 447,61 27,9

Erdgasaufkommen (Mio. TJ*)Inlandsförderung 0,017 0,127 –17,0Import* (Mio. TJ) 0,431 3,044 13,2Grenzübergangspreis, EUR/TJ 5.269,97 12,3

* Tera Joule (35.169 TJ/Mrd. m3) Quelle: BAFA, BVEG, eigene Berechnungen

BohrmeterleistungExplorationsbohrungen in mAufschlussbohrungen –Teilfeldsuchbohrungen –Wiedererschließungsbohrung –

FeldesentwicklungsbohrungenErweiterungsbohrungen –Produktionsbohrungen 1.982Hilfsbohrungen –

1.982Anzahl der Bohranlagen insgesamt 34 davon aktiv 21- Bohrungen auf Erdöl und Erdgas 2- Aufwältigungen 8- Speicherbohrungen –- Geothermiebohrungen 3- Sonstige Einsätze 8

Quelle: BVEG

Erdgasproduktion* (in 1.000 m3) Erdölproduktion (in t)Juli Januar – Juli Juli Januar – Juli

2018 2018 Vorjahr 2018 2018 Vorjahr

Zwischen Oder und Elbe 306 1.645 2.657 818 5.146 6.937

Nördlich der Elbe 4.750 36.688 57.033 97.635 667.337 737.274

Zwischen Elbe und Weser 248.724 1.747.126 1.914.757 8.976 61.942 59.704

Zwischen Weser und Ems 214.062 1.697.545 2.245.858 13.133 96.491 108.069

Westlich der Ems 13.793 98.551 96.326 40.159 280.791 295.540

Thüringer Becken 1.188 7.155 7.127 – – –

Oberrheintal 146 1.019 648 13.504 89.650 64.455

Alpenvorland 195 7.704 9.214 3.889 27.874 25.057

Gesamt 483.166 3.597.434 4.333.620 178.115 1.229.231 1.297.034

* inkl. Erdölgas – (9,7692 kWh/m3) Quelle: BVEG

Erste deutsche LNG-Tankstelle geht an den Start Mit der Einweihung der ersten LNG-Tankstelle für Lkw in Hamburg nimmt Shell den Aufbau einer LNG-Infrastruk-tur für den Schwerlast-Verkehr in Deutschland in Angriff. Damit will Shell einen Beitrag leisten, dieser alternativen emissionsärmeren Antriebstechnologie zum Durchbruch zu verhelfen und die Umwelt trotz weiter steigenden Güter-verkehrs auf den Straßen zu entlasten.Die Station am Georgswerder Bogen liegt in unmittelbarer Nähe zu den Autobahn-kreuzen in Hamburgs Süden und ist da-mit ein wichtiger Tankspot für den Gü-terverkehr im, vom und zum Hamburger Hafen. Sie bietet neben den zwei Spuren zur Betankung mit LNG vier weitere Spuren zur Betankung mit Truck-Diesel und AdBlue sowie den anderen gängigen Shell-Kraftstoffen. Bei einer Kapazität

von fast 30 t werden ab Oktober täglich mehr als 200 Lkw mit LNG betankt wer-den können. Damit setzt Shell den Ausbau seines eu-ropäischen Netzwerks konsequent fort, denn Hamburg ist die neunte Station in Nordwest-Europa – sieben bestehen be-reits in den Niederlanden sowie eine in Belgien. Weitere sollen zügig folgen; so zum Beispiel bis zu vier zusätzliche Stati-onen in Deutschland im Laufe der kom-menden 18 Monate. In Deutschland entfallen rund 20 % der energiebezogenen CO

2-Emissionen auf

den Transportsektor. Während die Elek-tromobilität zum Beispiel im Bereich der Pkw und Kleintransporter helfen kann, die Emissionen zu verringern, benötigt der Schwerlastverkehr auf längere Sicht leistungsfähigere Verbrennungsmotoren

mit großer Reichweite. Hier bietet der Betrieb mit tiefkaltem, verflüssigtem Erd-gas (LNG) erhebliche Vorteile hinsicht-lich CO

2-Ausstoß und Luftschadstoffen

gegenüber Diesel. So entsteht zum Bei-spiel praktisch kein Feinstaub. Die Vor-teile für Spediteure liegen neben den besseren Abgaswerten in geringeren Kraftstoffkosten. Zudem sind LNG betrie-bene Lkw je nach Motor deutlich leiser. Bereits heute sind in Europa ca. 5.000 Lkw der Hersteller IVECO, SCANIA und VOLVO unterwegs, die mit LNG betrie-ben werden. Bis 2030 wird mit einer deutlichen Zunahme gerechnet, die nicht zuletzt durch Förderung seitens der Bun-desregierung beflügelt werden soll. � n

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Bohrmeter (Erdöl/Erdgas) in 1000 m Aktive Bohranlagen (inkl.Geothermie)


NACHRICHTEN

ERDÖL ERDGAS KOHLE, 134 Jg. 2018, Heft 10347

RWE Großkunde für mögliches LNG-TerminalBrunsbüttelDas von der Gasunie gemein-sam mit den beiden größtenunabhängigen Tanklagerbe-treibern der Welt – Vopak undOiltanking – in Brunsbüttel ge-plante Terminal für LNG ist derRealisierung einen großenSchritt näher gekommen.Denn mit RWE haben dieLNG-Partner nun einen gro-ßen Abnehmer für die dort an-gebotenen Mengen gewinnenkönnen. Als Resultat der An-fang dieses Jahres gestartetenOpen Season, also dem Aus-schreibungsverfahren zur Be-stimmung des Marktinteresses,habe RWE mit der Projekt-und künftigen Betreibergesell-schaft des Brunsbütteler Ter-minals, der German LNG Ter-minal GmbH, nun eine »lang-fristige Einigung über einebeträchtliche LNG-Kapazitätdes zukünftigen Terminals« er-zielt. Wie groß genau die Men-ge ist, die sich RWE an der ge-samten Kapazität des kombi-nierten LNG-Import- und Dis-tributionsterminals von 5 Mrd.m³ gesichert hat, wurde nichtbekannt.Trotz des ersten GroßkundenRWE verhandelt German LNG

Terminal GmbH weiter mitUnternehmen, die ebenfalls anLNG-Mengen aus Brunsbüttelinteressiert sein können. EineInvestit ionsentscheidungkönnte Ende 2019 gefällt wer-den. Der eigentliche Bau soll2020 beginnen, die Inbetrieb-nahme des Terminals wäredann voraussichtlich 2022.Allerdings bewerben sich nochzwei weitere Standorte – Stadeund Wilhelmshaven – um einerstes deutsches LNG-Termi-nal. Insbesondere für Wil-helmshaven gibt es seit Jahr-zehnten immer wieder Erwä-gungen und Pläne für denAusbau eines solchen Lie-ferslots, um LNG zu einer auchmengenmäßig echten Ergän-zungs- und Diversifizierungs-alternative zum bisher inDeutschland dominierendenPipeline-Gas zu machen. Wil-helmshaven reklamiert fürsich dabei bedeutende Stand-ortvorteile, insbesondere ausden bereits bestehenden Ha-fen-Infrastrukturen, über dieheute schon bereits großeMengen Rohöl nach Deutsch-land gelangen. eid

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VNG verpasst sich neuen MarkenauftrittDas Leipziger Gasunterneh-men VNG hat sich einen neu-en Markenauftritt verpasst –im Jahr des 60. Firmenjubilä-ums. Dabei wurden die Mar-ken »Verbundnetz Gas AG«und »VNG-Gruppe« zur neu-en Marke »VNG« verschmol-zen. VNG stehe künftig »alsMarke für die VNG AG undgleichzeitig als Dachmarkeauch für den gesamten VNG-Konzern«, erläutert das Un-ternehmen.Vor 28 Jahren war die ehe-malige VEB Verbundnetz Gasin die VNG – VerbundnetzGas Aktiengesellschaft umge-wandelt worden und die Mar-ke »Verbundnetz Gas AG«entstanden. Viele Unterneh-men seien seitdem zum VNG-Konzern hinzugestoßen, zu-gleich wurden operative Be-reiche in eigene Gesellschaf-ten ausgegliedert.Zuletzt wurde im Frühjahr2018 die VNG Handel & Ver-

trieb GmbH gegründet. »VNGhat sich erfolgreich von ei-nem integrierten deutschenErdgasversorger hin zu einemstarken, europaweit aktivenUnternehmensverbund ausüber 20 Gesellschaften, mehrals 1.200 Mitarbeitern, einer60-jährigen Gaskompetenzund einem breiten, zukunfts-fähigen Leistungsportfolio inGas und der Gasinfrastrukturentwickelt«, kommentierteVNG-Chef Ulf Heitmüller. Essei daher »nur konsequentund folgerichtig, diese Ent-wicklung nun auch im Er-scheinungsbild mit einemneuen und modernen Mar-kenauftritt zu untersetzen«.VNG ist derzeit dabei, dieselbstverordnete Strategie»VNG 2030+« umzusetzen,was vor allem einen Übergan-ge hin zu grünen, digitalenund gasbasierten Angebotenbedeute.

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NACHRICHTEN


OMV wandelt Kunststoffmüll in Rohöl um

Im Rahmen der 60-Jahre-Feier in der Raffinerie Schwechat präsentierte die OMV vor Vertretern der Politik, und Medien den Grundstein für eine inno-vative Zukunft, die ReOil Altkunststoff-Recyclinganlage. In der Pilotanlage wird durch ein thermo-chemisches Verfahren aus Kunststoffabfällen synthetisches Rohöl hergestellt.Manfred Leitner, OMV-Vorstandsmit-glied Downstream: »Mit dieser Techno-logie ist es möglich, dass ein Fass Öl mehrfach verwendet wird. Dadurch werden weniger Altkunststoffe ver-brannt und Treibhausgase reduziert. Das ReOil-Verfahren unterstützt somit die OMV-Nachhaltigkeitsziele im Schwer-punktbereich CO2-Effizienz.«Die OMV beschäftigt sich seit 2011 mit

dem Potenzial von Altkunststoffen. Im Jahr 2013 ging die erste Versuchsanlage mit einer Verarbeitungskapazität von ca. 5 kg/h Altkunststoffen in der Raffinerie Schwechat in Betrieb. Die nächstgrößere Testanlage – mit ei-ner Verarbeitungskapazität von bis zu 100 kg/h – wurde 2018 in Betrieb ge-nommen und produziert daraus 100 l synthetisches Rohöl pro Stunde. Dieses Rohöl wird in der Raffinerie Schwechat zu Treibstoffen bzw. anderen Grundstof-fen der Kunststoffindustrie weiterverar-beitet. So entsteht eine ressourcenscho-nende Kreislaufwirtschaft.Die OMV investierte in das gesamte Pro-jekt rund 10 Mio. €, wobei von der Ös-terreichischen Forschungsförderungsge-sellschaft 10 % der Kosten übernom-

men wurden. »Durch stetige Investitio-nen in die Zukunft ist die OMV-Raffinerie Schwechat seit 60 Jahren auf Erfolgs-kurs. Mit der Eröffnung der innovativen ReOil Anlage setzt die OMV diesen Weg konsequent fort und stärkt damit auch Österreich als Wirtschafts- und Innova-tionsstandort«, sagt Wirtschaftsministe-rin Margarete Schramböck.Der Recyclingprozess beruht auf thermi-schem Cracken bei über 300 °C. Dabei handelt es sich um eine bewährte Raffi-nerie-Technologie, die mittel- und lang-kettige Kohlenwasserstoffe in kurzketti-ge aufspaltet. Basis dieser Kreislaufwirt-schaft ist ein chemischer Kreislauf: Aus kurzkettigem Öl werden langkettige Kunststoffe erzeugt, die durch das ReOil-Verfahren wieder zu kurzketti-gem Öl werden. Für diesen Prozess hält die OMV in Eu-ropa, den USA, Russland, Australien, Japan, Indien, China und vielen weite-ren Ländern das Patent.Mit diesem innovativen Forschungspro-jekt leistet die OMV einen Beitrag zu den 2015 von der UN-Generalversamm-lung definierten messbaren Zielen für nachhaltige Entwicklung.Das Recyclingverfahren ist bereits voll-ständig in die Abläufe der Raffinerie ein-gebunden und das Forschungsteam hat mit der Planung für eine nächstgrößere Anlage bereits begonnen.

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ÖSTERREICH

TAL nimmt erstes Rohöl-Laufkraftwerk in BetriebDie Transalpine Ölleitung (TAL) bringt nicht nur seit 1967 Rohöl über die Al-pen – im vergangenen Jahre flossen 42,4 Mio. t Rohöl durch die Pipeline, und im Hafen von Triest hat die TAL 502 Schiffe entladen, was ein neuer Rekord-wert ist. Ab sofort gibt es auch eine Weltneuheit. Auf der Salzburger Seite des Felbertau-ern-Passes hat das erste Rohöl-Lauf-kraftwerk der Welt seinen Betrieb auf-genommen.Insgesamt 11 Mio. € hat das Unterneh-men in die Anlage investiert, an der man drei Jahre lang gebaut hat und die sich auf einer 1.335 m hohen gelegenen Alm im Gemeindegebiet von Mittersill befindet. 1.600 m Höhenunterschied gilt es zu überwinden, um Rohöl aus dem Süden über die Alpen nach Österreich und Deutschland zu transportieren.

»Die Energie, die in den Gefällestrecken wie am Felbertauern entsteht, wurde bisher nicht genutzt«, berichtet Projekt-leiter Markus Mühlmann von der TAL.Um das Rohöl dafür zu nutzen, elektri-

sche Energie zu erzeugen, hat die TAL die weltweit erst Francis-Turbine in ei-ner Rohölpipeline installiert. Das Jah-resarbeitsvermögen des Rohöl-Lauf-kraftwerks beziffert Projektleiter Mühl-mann auf rund 11,5 GWh, das in das Stromnetz der Salzburg AG eingespeist wird. Die Engpassleistung beträgt 2.500 kW. Die erzeugte Energiemenge ent-spreche rund 12 % des derzeitigen Energieverbrauchs der TAL in Öster-reich, so Mühlmann.Die TAL-Group besteht aus drei Länder-gesellschaften in Deutschland, Öster-reich und Italien. Gesellschafter der TAL sind OMV, Shell Rosneft, ENI, Gunvor, BP, Exxon Mobil, Phillips 66/Jet, Total und MERO CR.

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EUROPA


NACHRICHTEN


GROSSBRITANNIEN

ExxonMobil investiert 500 Mio. £ in UK-RaffinerieDer Mineralölkonzern ExxonMobilsteckt rund 560 Mio. € in seine britischeRaffinerie Fawley an der Südküste desLandes. Das ist die größte Investition vonExxonMobil in Großbritannien seit rund30 Jahren. Zum einen soll mit dieser In-vestition die wirtschaftliche Lebenser-wartung der in ihren Anfängen nunschon fast 100 Jahre alten RaffinerieFawley deutlich verlängert werden. Zumanderen geht es darum, die Kapazität fürdie Produktion von besonders hochwer-tigem Dieselöl auszuweiten.Bei der Entscheidung für den Ausbauvon Fawley scheint eine gewisse Rollegespielt zu haben, das der CEO von Ex-xonMobil, Darren Woods, zum einenfrüher in Fawley gearbeitet hat und zumanderen seit geraumer Zeit ganz beson-ders an der Ausweitung der Raffinerieka-pazität des Konzerns interessiert ist. Da-bei zählt Fawley – genauso wie eineKonzernraffinerie in den Niederlanden,eine in Singapur und mehrere in denVereinigten Staaten – zu den so genann-ten strategischen Anlagen des Konzerns.Nach Angaben von Raffinerieleiter Si-mon Downing beläuft sich die derzeitige

gesamte Verarbeitungskapazität vonFawley auf 270.000 b/d.Konkret soll die Raffinerie Fawley soumstrukturiert werden, dass sie eine we-sentlich breitere Palette von Rohölenverarbeiten kann – insbesondere schwe-rere Öle sowie Öle mit nennenswert hö-herem Säuregehalt. Daraus soll vor allemDieselöl mit einem ultrageringen Schwe-felgehalt für den britischen wie für ande-re Märkte produziert werden.Großbritannien ist seit etwa 20 Jahrenauf einen laufend steigenden Import vonDieselöl angewiesen. Das erklärt sichzum einen aus dem ständig steigendenVerbrauch an Dieselkraftstoff wie aus derTatsache, dass im Laufe der Zeit mehrereältere Raffinerien im Lande geschlossenworden sind.Gegenwärtig versorgt Fawley rund einSechstel aller Dieselfahrzeuge auf denBritischen Inseln mit Kraftstoff. Zu denpositiven Nebenwirkungen der anhal-tenden Verbrauchszunahme gehört nachAngaben von ExxonMobil die laufendeVerbesserung der Raffineriemargen inGroßbritannien. eid

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ÖSTERREICH

OMV will in Malaysia zukaufenDie OMV AG, will sein Kerngeschäft bisnach Südostasien erweitern. Bislang ver-fügt das Unternehmen über eine starkeBasis in Rumänien und Österreich, hataber auch Assets in der Nordsee, demMittleren Osten und Afrika sowie Russ-land.Nun will OMV durch eine strategischePartnerschaft sein Upstreamgeschäft wei-ter ausbauen und hat dafür in Malaysiamit der Sapura Energy Berhand ein»Heads of Agreement« unterzeichnetund damit exklusive Verhandlungen ver-einbart. Geplant ist eine 50-%-Beteili-gung an Sapura Upstream, einer hun-dertprozentigen Tochter von SapuraEnergy, geschätzter Unternehmenswert1,6 Mrd. US-$. Die angestrebte Partner-schaft mit Sapura sei ein »wichtiger

Schritt, die OMV-Aktivitäten in Südost-asien zu entwickeln«, sagte OMV-ChefRainer Seele zu dem geplanten Deal. Eswerde bis 2030 mit einer stark steigen-den Öl- und Gasnachfrage in dieser Regi-on gerechnet.Seele folgt mit der geplanten Sapura-Übernahme seiner Anfang des Jahresausgegebenen strategischen Richtschnur,OMV »größer und besser zu machen«.Als Ziel hat Seele ein operatives Ergebnisvor Sondereffekten von über 5 Mrd. €für das Jahr 2025 ausgegeben.Wachsen will OMV zu gleichen Teilen imUpstream- und im Downstream-Bereich,mit Augenmerk darauf, das Öl- und Gas-geschäft merkbar zu internationalisieren.

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Rheingas baut Privatgeschäft in den Niederlanden ausDie niederländische Tochter der PropanRheingas GmbH & Co, die Rijngas B.V.baut ihr Privatkundengeschäft weiteraus. Dafür übernimmt Rijngas zu Beginndes Jahres den Flüssiggaslieferanten Ies-berts.

Man wolle mit der Übernahme den Pri-vatkundensektor weiter ausbauen undsich den Freizeitmarkt erschließen, be-gründete Rijngas das Investment. Außer-dem könne Rijngas nun fast alle Artenvon Gasflaschen anbieten. ■

NIEDERLANDE


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NACHRICHTEN


RUSSLAND

Preise rauf, Rubel runter – Russlands Konzerne profitierenDie von US-Präsident Donald Trump ver-hängten Sanktionen gegen russische Oli-garchen und Unternehmen scheinen bis-her zumindest bei den großen Öl- und Gaskonzernen keinen größeren Schaden anzurichten, im Gegenteil: Gleich ob Gazprom, Lukoil, Rosneft oder Surgut-neftegas, alle profitieren von den höhe-ren Preisen für Öl und Gas am Weltmarkt und dem starken US-$. In den schwa-chen Rubel umgerechnet klingeln daher die Kassen im Reich des russischen Präsi-denten Vladimir Putin umso mehr.Gazprom hat allein für das 2. Quartal 2018 einen im Vergleich zum Vorjahr um 440 % auf 259,2 Mrd. Rubel gestiegenen Nettogewinn, umgerechnet 3,8 Mrd. US-$, ausgewiesen. Im ersten Halbjahr ins-gesamt stieg der Nettogewinn auf 630,8 Mrd. Rubel, umgerechnet 9,2 Mrd. US-$ oder 7,9 Mrd. €. Dazu trugen die deutlich höheren Exporte nach Westeuropa kräf-tig bei. Gazprom hat im 2. Quartal in die-se westlichen Länder 57 Mrd. m³ Gas zu einem durchschnittlichen Preis von 238,40 US-$/Mio. m³ verkauft, von April bis Ende Juni 2017 erlöste der russische Gasriese mit im Durchschnitt 192,40 US-$/Mio. m³ für die gelieferten 53,5 Mrd. m³ Gas deutlich weniger. Über ähnlich aufgeheizte Gewinne berichten auch die anderen großen russischen Öl- und Gas-konzerne. Igor Sechin, langjähriger Vor-standschef von Rosneft etwa hat schon versprochen, die Dividende kräftig zu er-höhen. Rosneft nutzt die Gunst der Stun-de außerdem zu einem Aktien-Rück-kauf-Programm im Wert von zwei Milli-arden US-$.Beides kann auch auf Druck der größten Aktionäre geschehen: 50 % von Rosneft

gehören dem stets geldhungrigen russi-schen Staat. Der – an sich reiche – Staatsfonds von Qatar hat zudem gerade seinen Anteil an Rosneft auf 19 % erhöht. Das ändert al-lerdings nichts daran, dass der russische Öl-Konzern auch Mrd. US-$ in extrem risikoreichen Vorhaben gebunden hat – das gilt für das instabile Kurdistan ebenso wie für das kurz vor dem totalen Zu-sammenbruch lavierende Venezuela. Ob Rosneft so einfach die eingereichte 1,4 Mrd. US-$-Klage gegen ein von Exxon-Mobil geleitetes Konsortium gewinnen kann, ist auch noch völlig offen. Die bis-herige Erfolgsbilanz von Rosneft vor rus-sischen Gerichten hat ExxonMobil je-denfalls sofort bewogen, schleunigst ein internationales Schiedsgerichts-Verfah-ren zu beantragen.Wie immer das dann ausgeht, Russland versucht auf jeden Fall die Exporte von Öl und Gas an westliche Kunden auszu-weiten. Dazu zählt die TurkStream ge-nannte Gas-Pipeline durch das Schwarze Meer in die Türkei, die laut Gazprom CEO Alexej Miller jetzt schon zu gut 80 % fertiggestellt ist und 2019 in Betrieb gehen soll. Nachdem die früher geplante, so genannte SouthStream-Pipeline am Widerstand Brüssels scheiterte, setzt Pu-tin darauf, wenigstens Nord Stream 2 in Betrieb zu bekommen, um die Lieferun-gen durch die Ukraine zu umgehen. Die zweite Pipeline durch die Ostsee ist in Brüssel und einer ganzen Reihe von EU-Mitgliedsländern genau wie South-Stream auf Widerstand gestoßen.Aber Deutschland hält daran fest und stützt das mit Gazprom kooperierende internationale Firmen-Konsortium, zu

dem neben der BASF mit Wintershall auch die französische Engie, OMV aus Österreich, Royal Dutch Shell und Uni-per gehören. Trump hat zwar schon mit weiteren Sanktionen gedroht, bisher aber die Be-fürworter von Nord Stream 2 wenig bis gar nicht beeindruckt. Der deutsche Aus-senminister Heiko Maas hat Trump be-reits scharf kritisiert. Dessen »Versuch, die europäische Energie-Politik zu beein-flussen«, sei »schlicht nicht akzeptabel«. Dänemark dagegen verweigert bisher die Genehmigung für die Verlegung der Pipeline durch seine Hoheitsgewässer. Ähnliches hat Polen versucht, ist aber damit ähnlich gescheitert wie die balti-schen Staaten. Nord Stream 2 lässt sich angeblich eben-so gut durch die schwedischen sowie in-ternationalen Gewässer führen. Däne-mark lässt sich aber nicht umgehen. eid� n

SPANIEN

Cepsa: Milliardenschwerer BörsendealDer größte Börsengang eines Öl- und Gaskonzerns seit zumindest einem Jahr-zehnt steht noch in diesem Jahr in Spa-nien bevor: Abu Dhabi, über seine staat-liche Investmentgesellschaft Mubadala seit 2011 der Besitzer von Cepsa, will »mindestens 25 %« der spanischen Mi-neralöl-Gruppe an die Börse in Madrid bringen. Das könnte die Kasse in dem Golfstaat kräftig klingeln lassen. Wäh-rend Abu Dhabi vor gut sieben Jahren für die gesamte Cepsa-Gruppe 7,5 Mrd. € gezahlt hat, schätzen Börsianer den Erlös aus dem Börsengang jetzt auf um die 10 Mrd. € – für nur 25 % der Cepsa-Aktien. Damit hätte sich der Wert der Ölgruppe in Spanien mehr als vervierfacht. Der

Börsengang ist die global größte Emissi-on einer Mineralöl-Aktie seit jener von Rosneft, dem russischen Öl- und Gas-konzern, im Jahre 2006. Vor dem Hintergrund höherer und viel-leicht sogar noch weiter steigender Öl-preise stehen aber für Cepsa jetzt alle Zeichen auf Grün, betonen Banker wie Börsianer. Denn die Stärke von Cepsa liegt besonders im Downstream-Be-reich, in der Raffinerie-Kapazität von 483.000 b/d. Und für die nächsten 18 Monate hat die Rating Agentur Moody’s die Aussichten für Raffinerien gerade von »stabil« auf »gut« hochgestuft. Begründung: hohe Nachfrage, verbesserte Margen und neue Emissionsregeln für den Schiffs-

verkehr. Außerdem scheinen die OPEC-Staaten, vor allem Saudi Arabien, eben-sowenig wie Russland von Drohungen des US-Präsidenten Donald Trump be-eindruckt, der niedrigere Öl-Preise für seinen November-Wahlkampf fordert. Khalid Al-Falih, der Energieminister von Saudi Arabien, sieht den Ölmarkt jedenfalls als »ausreichend versorgt« und hält genau wie Russland »keine hö-here Förderung« für nötig. Musabbeh Al Kaabi, verantwortlich für Ölengage-ments von Abu Dhabi bei Mubadala, be-tont, das Scheichtum sei stolz auf die Partnerschaft mit Cepsa, den nationalen Industrie-Champion von Spanien. eid

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NACHRICHTEN


Neuer Meilenstein bei Wintershall‘s Erdölproduktion: Wolgodeminoil hat 10 Mio. t gefördertDas deutsch-russische Gemeinschaftsun-nternehmen Wolgodeminoil mit Sitz imsüdrussischen Wolgograd hat einen be-deutenden Meilenstein erreicht: AnfangAugust förderte das 50:50 Joint Ventureder BASF-Tochter Wintershall und RI-TEK, einem Tochterunternehmen desrussischen Energieriesen LUKOIL, diezehnmillionste t Erdöl.Das Engagement der Wintershall inSüdrussland geht auf das Jahr 1992 zu-

rück. Damals war der hessische Energie-produzent damit eines der ersten westli-chen Unternehmen, das eine Geschäfts-beziehung mit einem russischen Partnerim Bereich der Öl- und Gasförderungeinging.Derzeit fördert Wolgodeminoil aus 12Feldern auf einer Konzessionsfläche von13.625 km² Erdöl und Erdgas. Die Ge-samtfläche der Lizenzgebiete ist in etwamit dem Bundesland Schleswig-Holstein

vergleichbar. »Allein letztes Jahr habenwir rund 520.000 t Öl und ca. 130 Mio.m³ Gas produziert«, so Pawel Iwanow,Generaldirektor von Wolgodeminoil. Inden kommenden fünf Jahren plant Wol-godeminoil seismische 3D-Untersuchun-gen auf einer Fläche von 1.700 km² so-wie das Abteufen von 20 Explorations-bohrungen.

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Transocean kauft Bohrinsel-Konkurrenten Ocean RigDer in New York börsennotierte Bohrinsel-betreiber Transocean hat für 2,7 Mrd. US-$seinen wichtigsten Konkurrenten, OceanRig, übernommen. Zusammen betreibendie beiden Unternehmen insgesamt 57Bohrinseln. Beide verfügen über zahlreicheBohrinseln für besonders große Wassertie-fen. Dabei bringt Ocean Rig zugleich auchBohrschiffe für extreme Tiefen sowie halb-tauchende Bohrinseln für extrem schlechteWasser- und Wetterverhältnisse ein. Welt-weit gibt es derzeit rund 50 besonders mo-derne Bohrschiffe für große Wassertiefen.Von dieser Flotte wird Transocean künftigüber 17 Schiffe oder rund ein Drittel verfü-gen.Ausschlaggebend für den Zusammenschlussder beiden Konkurrenten war offenbar,

dass beide nach den langen Jahren des Nie-dergangs der Ölpreise wie auch der Bohrtä-tigkeit nun von einer nachhaltigen Erho-lung des Geschäfts ausgehen. Jeremy Thig-pen, der Vorstandschef von Transoceanrechnet damit, dass vor allem die Bohrakti-vitäten in großen Wassertiefen besondersschnell zunehmen werden. Dabei ist zu be-rücksichtigen, dass Transocean im Jahre2012 den größten Teil seiner Flotte vonBohrinseln für flache Gewässer verkaufthatte und sich auf das Tiefwassergeschäftkonzentrierte.Nach Abschluss der Übernahme wird Tran-socean vom Frühjahr 2019 an 79% des Ka-pitals von Ocean Rig halten. Die verbleiben-den 21 % liegen weiter in den Händen derAltaktionäre von Ocean Rig. Jenen Teil des

Kaufpreises, den Transocean nicht in eige-nen Aktien zahlt, wird von der amerikani-schen City Bank längerfristig finanziert.Ocean Rig musste letztlich die Verbindungmit dem Marktführer eingehen, weil dasUnternehmen im vergangenen Jahr nachmehreren Verlustabschlüssen zur Konkurs-anmeldung gezwungen war.Die damals gegründete neue Ocean Rig-Ge-sellschaft war allein nicht stark genug, umin dem schwierigen Bohrgeschäft überlebenzu können. Zu den ersten Aufgaben vonTransocean zählt es nun, eine Reihe vonstillgelegten Bohrinseln von Ocean Rig zumodernisieren und wieder in Betrieb zubringen. Diese Arbeiten sollen im erstenQuartal des kommenden Jahres anlaufen.eid ■

NORDAMERIKA

ExxonMobil tritt »Oil and Gas Climate Initiative« beiExxonMobil ist der »Oil and Gas Cli-mate Initiative« (OGCI) beigetreten,einer freiwilligen Initiative von 13 derweltweit größten Öl- und Gasgesell-schaften, die gemeinsam eigene Lö-sungen zum Schutz vor dem Klima-wandel erarbeiten wollen. Die Or-ganisation wird direkt von denVorstands-Chefs der Mitglieds-unternehmen geführt.Entwickeln will man bei der OGCIvor allem »praktische Lösungen« inden Bereichen Abscheidung undSpeicherung von CO2 (CCS), Sen-kung der Methanemissionen undVerbesserung der Energie- und Trans-porteffizienz. ExxonMobil wolle alsMitglied der Initiative seine Investiti-onen in die »Erforschung und Ent-wicklung langfristiger Lösungen zurSenkung der Treibhausgasemissionenerhöhen« und sich in »Partnerschaf-ten undMulti-Stakeholder-Initiativenengagieren«, die klimafreundlichereTechnologien entwickeln.Ziel sei es, die Menschen mit der »fürein modernes Leben erforderlichen

Energie zu versorgen« und den Le-bensstandard weltweit zu verbessern– und dabei »gleichzeitig die Auswir-kungen auf die Umwelt zu minimie-ren«, so Woods, Chairman und CEOvon ExxonMobil.ExxonMobil habe bereits, heißt es,seit 2000 rund 9 Mrd. $ etwa in dieEntwicklung von CCS, Biokraftstoffeder nächsten Generation, KWK odereffiziente Produktionsprozesse inves-tiert. In diesem Jahr hatte der US-Konzern zudem Initiativen angekün-digt, mit denen Emissionen der eige-nen Betriebsstätten bis 2020 gesenktwerden sollen – die Methanemissio-nen sollen um 15 % und die Fackel-gasmengen um 25 % reduziert wer-den. Die OGCI war 2014 am Randedes Weltwirtschaftsforums gegründetund auf dem UN-Klimagipfel im sel-ben Jahr offiziell vorgestellt worden.Mitglieder sind BP, Chevron, CNPC,Eni, Equinor, Occidental Petroleum,Pemex, Petrobras, Repsol, SaudiAramco, Royal Dutch Shell und Totalund nun ExxonMobil. ■

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NACHRICHTEN


Wintershall fordert geschlossenes Handeln Europa ist gut beraten, in die Zusammen-arbeit mit verlässlichen und bewährten Lieferländern zu investieren, um die künf-tige Energieversorgung zu sichern. Das for-derte Mario Mehren, Vorstandsvorsitzen-der der Wintershall, auf der größten nor-wegischen Energiemesse, der Offshore Northern Seas (ONS), in Stavanger. »Euro-pa muss sich auf seine Stärken besinnen und die politischen und wirtschaftlichen Herausforderungen geschlossen angehen. Nur durch enge Kooperation mit unseren Nachbarn können wir die Versorgungssi-cherheit heute und künftig gewährleis-ten«, erklärte Mehren auf der ONS. Dabei kommt vor allem Norwegen und Russland als langjährigen zuverlässigen Energiepart-nern der EU eine Schlüsselrolle zu. Wintershall setzt deswegen auf Wachstum in Norwegen und plant von 2017 bis 2020 insgesamt rund 2 Mrd. € in die Exploration und Entwicklung ihrer Felder auf dem Norwegischen Kontinentalschelf zu inves-tieren. Über ein Drittel des weltweiten Ex-plorationsbudgets von Wintershall wird in Norwegen eingesetzt. »Unsere Projekt-pipeline ist gut gefüllt. Schon heute hat Wintershall über 50 Lizenzen in Norwe-gen. Wir glauben an das Potenzial des nor-wegischen Schelfs. Hier sehen wir auch langfristig einen unserer Produktions-schwerpunkte«, erklärte Martin Bach-mann, im Wintershall-Vorstand zuständig für Exploration und Produktion Europa und Middle East. Wintershall plant, das Nova Feld, für das im Mai dieses Jahres der Entwicklungsplan eingereicht wurde, mit zwei Unterwasser-

förderanlagen zu erschließen. Diese Unter-wasserproduktionssysteme werden durch Pipelines an die bereits vorhandene Infra-struktur der benachbarten Plattform Gjøa angebunden. »Die vorhandene Infrastruk-tur zu nutzen, statt neue zu bauen: Das spart Zeit, Kosten und schont die Umwelt. Dieser Ansatz ist technologisch, ökologisch und ökonomisch beispielhaft«, erklärte Hugo Dijkgraaf, Managing Director von Wintershall Norge. Für die Entwicklung von Nova rechnen Wintershall und ihre Partner mit einem Investitionsvolumen von insgesamt rund 1,1 Mrd. €. Die förder-baren Reserven aus dem Feld liegen bei schätzungsweise rund 80 Mio. boe. Nach Abschluss des beabsichtigten Zu-sammenschlusses von Wintershall und DEA, einer Tochtergesellschaft von Letter-One, würde das neue Unternehmen Win-tershall DEA zu den Top 5 der Öl- und Gas- produzenten in Norwegen gehören. »Win-tershall und DEA sind bereits seit Jahren fest auf dem Norwegischen Schelf veran-kert. Für Wintershall DEA würde Norwe-gen eine noch wichtigere Wachstumsregi-on und – nach Russland – der mit Abstand größte Produktionsstandort. Mit über 100 Lizenzen und Anteilen an 20 produzieren-den Feldern könnten wir unsere gemein-same Produktion in Norwegen in naher Zukunft auf über 200.000 boe/d erhöhen«, sagte Mario Mehren »Binnen eines Jahr-zehnts sind wir von einem kleinen Projekt-büro zu einem der bedeutendsten E&P-Unternehmen in Norwegen gewachsen.« Zu dieser Erfolgsgeschichte haben auch die norwegischen Entscheidungsträger in der

Energiepolitik beigetragen. Die Öl- und Gasindustrie ist der wesentliche Grund-pfeiler des norwegischen Wohlfahrtsys-tems. Über 200.000 Menschen arbeiten in der Branche, 40 % der Exporte entfallen auf die Industrie. Die stabilen und verlässlichen Energiepart-nerschaften mit Norwegen und Russland werden in Zukunft noch wichtiger für Eu-ropa. »Nehmen wir zum Beispiel Gas. Die Nachfrage in der EU steigt, die Eigenpro- duktion sinkt – das bedeutet unterm Strich: Der Importbedarf nimmt zu. So wird die EU im Jahr 2030 rund 400 Mrd. m³ Erd- gas importieren müssen«, erklärte Meh-ren. »Um diesen steigenden Importbedarf zu decken, brauchen wir vor allem verläss-liche Partner in Pipelinedistanz. So schafft etwa Nord Stream 2 nach Fertigstellung zusätzliche Kapazitäten in Höhe von 55 Mrd. m³ Erdgas. Das ist Erdgas, das Europa braucht“, erläuterte der Wintershall-Vor-standsvorsitzende. Erdgas leiste zudem ei-nen wesentlichen Beitrag für Deutschlands und Europas Energiewende und die Re-duktion des CO2-Ausstoßes. Ohne Erdgas als dem klimafreundlichsten fossilen Ener-gieträger könne die EU ihre Klimaziele nicht erreichen. »Europa hat den Vorteil, die geographische Nähe und die direkte Anbindung an die großen Energievorkom-men in Norwegen und Russland per Pipe-line nutzen zu können«, so Mehren. »Un-sere eingespielten und verlässlichen Part-nerschaften vor allem mit diesen beiden Ländern sind essentiell für die Erreichung der Klimaziele. Diese Trümpfe muss Euro-pa ausspielen.«� n

EUROPA

Nordsee-Öl und -Gas: Wintershall feiert Brage-Jubiläum

Mindestens bis zum Jahr 2030 will Win-tershall noch aus dem norwegischen Feld Brage Öl fördern, sagte Martin Bach-mann, im Wintershall-Vorstand verant-wortlich für Exploration und Pro-duktion Europa und Middle East, anlässlich des 25-jährigen Produktionsjubiläums des Feldes, das nordwestlich von Bergen in der norwegischen Nordseee liegt. Seit 2013, als die Kasseler die Brage-Anteile von Statoil – heute Equinor – übernah-men, ist Wintershall mit 35,2 % Anteil Betriebsführer dort. Brage war die erste

Betriebsführerschaft für Wintershall in Norwegen überhaupt. Inzwischen ist man auch bei den Produktionen Maria, Vega und Nova, wo die Ausführungspha-se derzeit läuft, der Operator. Wintershalls Partner bei Brage sind Repsol Norge (33,84 %), Faroe Petroleum Norge (14,26 %), Point Resources (12,26 %) und VNG Norge (4,44 %).Und Wintershall reklamiert für sich, dass die Hälfte der aktuellen Produktion auf Brage aus Bohrungen resultiert, die unter ihrer Betriebsführerschaft durchgeführt worden seien. So gehörten die neu abge-teuften Bohrungen zu den effizientesten, die je auf der Plattform durchgeführt worden seien, betonte E&P-Vorstand Bachmann jetzt weiter. Überdies sind in diesen Sommer umfassende Instandhal-tungsmaßnahmen auf der Plattform um-gesetzt worden – »die größte Sanierung

in der Geschichte der Plattform«. Brage sei denn auch der »entscheidende Grund-stein für unsere Entwicklung hin zu ei-nem der größten Gas- und Ölproduzen-ten in Norwegen« gewesen, ergänzte Hu-go Dijkgraaf, Managing Director von Wintershall Norge. Die Summen, die man in die weitere Ertüchtigung der norwegi-schen Aktivitäten steckt, sind in der Tat beachtlich. Insgesamt rund 2 Mrd. € will Wintershall zwischen den Jahren 2017 und 2020 auf dem Norwegischen Konti-nentalschelf investieren.Mit insgesamt etwa 50 Konzessionen zählt sich Wintershall heute zu den größ-ten Inhabern von Lizenzen auf dem Nor-wegischen Kontinentalsockel. Die Pro-duktion dort beläuft sich nach Fir-men-angaben auf rund 100.000 boe/d, was in etwa ein Fünftel der Gesamtproduktion der Wintershall ist. � n

NORWEGEN


JAHRESRÜCKBLICK 2017

ERDÖL ERDGAS KOHLE, 134 Jg. 2018 Heft 10 353

Der Mineralölmarkt Deutschland in 2017Benzin, Diesel und Heizöl weiter stark nachgefragt

Eine gute Auftragslage für die deutsche Indus-trie mit hohen Exportraten hat der deutschen Wirtschaft auch im Jahr 2017 ein Wachstum von knapp 2 % ermöglicht. Auch die Mineral-ölwirtschaft in Deutschland konnte in den ver-gangenen zwölf Monaten ihr Geschäft im Ver-gleich zu 2016 steigern. So zog der Absatz von Mineralölprodukten 2017 um 2,3 % von 103,6 auf 106 Mio. t an. Dabei legte auch der Anteil von Mineralöl am gesamten Energieverbrauch in Deutschland mit 34,5 % leicht zu (Vorjahr: 33,9 %). Mine-ralöl ist nach wie vor der wichtigste Energie-träger in Deutschland.

Konstanter Benzin- und steigender Dieselabsatz Die gute wirtschaftliche Entwicklung und die Rekordzahl an Berufspendlern haben zu steigendem Absatz von Benzin, Diesel und Flugkraftstoff beigetragen. Insgesamt wurden 2017 rund 18,3 (Vor-jahr: 18,2) Mio. t Benzin in Deutschland in Verkehr gebracht. Die beigemischte Menge an Bioethanol sank geringfügig von 1,18 auf 1,16 Mio. t. Der Bioethanol-anteil am Benzinabsatz betrug 6,3 %. Der Dieselverbrauch erhöhte sich 2017 auf 38,7 Mio. t; davon sind 2,2 Mio. t Biodiesel (5,7 %). Im Luftverkehr stieg der Flugkraftstoff-Absatz von 9,2 auf 10,0 Mio. t. Rohbenzin für die chemische Industrie war mit 15,6 (Vorjahr:

15,8) Mio. t gefragt. Das Kundeninteres-se an leichtem Heizöl blieb 2017 im Ver-gleich zum Vorjahr konstant; verkauft wurden 15,8 Mio. t. Nachdem der Jah-resdurchschnittspreis für Heizöl in den Jahren zuvor erheblich gesunken war (2015: –23 %, 2016: –17 %), stieg er im vergangenen Jahr um 16 % an. Ursache war vor allem der gestiegene Rohölpreis.

Raffineriekapazität leicht gewachsen Die Verarbeitungskapazität in den deut-schen Raffinerien für Rohöl übertraf 2017 mit rund 103 Mio. t ihr Vorjahres-niveau um fast 1 Mio. t. An drei Standor-ten wurde die Verarbeitungskapazität durch technische Optimierungen gestei-gert. Sie waren zu 91 % ausgelastet. Die Raffinerieproduktion, in die neben Rohöl auch Vorprodukte eingehen, lag mit 105 Mio. t ebenfalls gut 1 Mio. t höher als ein Jahr zuvor. Der Rohöleinsatz sank von 94,2 auf 93,1 Mio. t, der Produkteneinsatz nahm um 18,5 % auf 14,2 Mio. t zu. Diesel ist das führende Raffinerieprodukt in Deutsch-land. Der Kraftstoff war 2017 mit 32,3 (Vorjahr: 33,3) Mio. t die Nummer eins in der inländischen Mineralölverarbei-tung. Das entspricht einem Produktions-anteil von 30,7 (Vorjahr: 32,1) %. Es fol-gen Ottokraftstoff mit 19,9 Mio. t und leichtes Heizöl mit 11,9 Mio. t.

Stärkere Diversifizierung von Rohölimporten Rund 90,7 Mio. t Rohöl wurden im Jahr

2017 nach Deutschland eingeführt. Das entspricht nahezu dem Vorjahresniveau von 91,2 Mio. t. Führendes Ölimportland ist weiterhin Russland, auch wenn die Rohöleinfuhren von 36,0 auf 33,5 Mio. t sanken. Der Anteil Russlands am deut-schen Rohölbedarf beläuft sich damit derzeit auf 36,9 (2016: 39,5) %. Der An-teil Kasachstans an den Rohöleinfuhren sank ebenfalls, die gelieferte Menge be-lief sich 2017 auf 8,1 (2016: 8,4) Mio. t. Insgesamt kamen aus dem Gebiet der frü-heren Sowjetunion 44,1 (2016: 49,7) Mio. t Rohöl. Der Anteil am gesamten Ölimport Deutschlands hat sich damit deutlich von 54,5 auf 48,6 % verringert. Die Rohöleinfuhren aus den OPEC-Staa-ten stiegen 2017 hingegen deutlich an. Sie betrugen 21,5 (Vorjahr: 14,1) Mio. t. Der OPEC-Anteil an der Deckung des deutschen Rohölbedarfs lag damit bei 23,7 (Vorjahr: 15,4) %. Rund 21,5 % des deutschen Rohölbedarfs wurden 2017 mit Importen aus der Nord-see gedeckt. Insgesamt wurden 19,5 Mio. t Nordseeöl nach Deutschland geliefert. Wichtige Exporteure aus Westeuropa sind Norwegen mit rund 10,3 Mio. t und Großbritannien mit 8,6 Mio. t. Norwe-gen war damit 2017 der zweitgrößte Rohöllieferant für die deutsche Ölnach-frage. Die deutsche Inlandförderung deckte wie in den Vorjahren mit 2,2 Mio. t rund 2,4 % des Rohölbedarfs. Insge-samt hat sich somit die Rohöllieferanten-struktur stärker diversifiziert, auch wenn

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Vak.-Dest.-Konversion Katalytische (K)-, Hydro (H)-Cracker

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Coker (C)

Nynas GmbH und Co. KG (Übergang Shell zu Nynas zum Jahreswechsel 2015/2016), Hamburg-Harburg 2.190 1.825 – –

Raffinerie Heide GmbH, Heide 4.200 2.000 990 (H) 910 (V)Holborn Europa Raffinerie GmbH, Hamburg 5.150 1.030 1.150 (K) –H&R Oelwerke Schindler, HH-Neuhof – 852 – –TOTAL Bitumen Deutschland GmbH & Co., Brunsbüttel – 950Erdöl-Raffinerie Emsland, Lingen/Ems 4.700 2.400 1.550 (H) 1.300 (C)H&R Chemisch-Pharmazeutische Spez. GmbH, Salzbergen – 380 – –Rheinland Raffinerie Werk Godorf, Godorf 9.300 4.700 2.600 (H) 1.150 (V)Rheinland Raffinerie Werk Wesseling, Wesseling 7.300 4.300 1.900 (H) 1.150 (V)Ruhr Oel GmbH, Gelsenkirchen 12.800 5.400 1.500 (K) / 2.800 (H) 1.000 (V) / 1.700 (C)MIRO Mineraloelraffinerie Oberrhein GmbH & Co. KG, Karlsruhe 14.900 7.200 4.500 (K) 1.900 (C)Bayernoil Raffineriegesellschaft mbH, Ingolstadt/Vohburg 10.300 3.500 2.400 (K) / 2.100 (H) 770 (V)GUNVOR Raffinerie Ingolstadt, Ingolstadt 5.000 2.000 1.450 (K) –OMV Deutschland GmbH, Burghausen 3.700 – – 1.560 (C)PCK Raffinerie GmbH Schwedt, Schwedt 11.480 6.300 2.982 (K) 1.748 (V)TOTAL Raffinerie Mitteldeutschland GmbH, Spergau 12.000 5.400 2.900 (K) 1.500 (V)

Summe (± % geg. 2016) Stand: 31. Dezember 2017; Quelle: MWV

103.020 (+0,8 %)

48.237(+0,8)

16.882 (K) / 11.940 (H) (0,0 %) / (0,0%)

8.228 (V) / 6.460 (C) (0,0 %) / (0,0 %)

Raffinerie-Kapazitäten

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Russland weiterhin der wichtigste Rohöl-lieferant bleibt.

Rohölpreise deutlich höherBeim Rohöl zog die Nachfrage stark an,was zu steigenden Notierungen führte.Der Jahreshöchststand für den Rohöl-preis »frei deutsche Grenze« betrug 414(2016: 356) €/t im Dezember 2017. Im

Juni war der Preis mit 315 €/t am nied-rigsten. Im Jahresdurchschnitt belief sichder Grenzübergangspreis 2017 auf 358€/t. Damit lag er um 25 % über dem desVorjahres (285 €) und fast genau auf derHöhe von 2015 (356 €). Die Rohölrech-nung fiel mit 32,5 Mrd. € gegenüber2016 um 6,3 Mrd. € höher aus, das ent-spricht einem finanziellen Mehraufwand

von knapp 24 %. Im Zuge des gesamtenÖlmarkts gingen auch die Preise für dieProdukteneinfuhren nach oben. Für 41,1Mio. t an Fertigprodukten mussten 19,1Mrd. € und damit 26 % mehr gezahltwerden als 2016. Die Nettoölrechnung,die sich aus dem Wert der Einfuhren vonRohöl und Mineralölprodukten abzüglichder Erlöse aus Rohöl- und Produktenaus-fuhren sowie aus Bunkerungen an dieinternationale Schifffahrt ergibt, beliefsich im Jahr 2017 auf 37,5 Mrd. €. Sie lagdamit um 8,0 Mrd. € über der des Jahres2016. Trotz der Nettoölrechnung von37,5 Mrd. € betrug der Handelsbilanz-überschuss von Deutschland im Jahr2017 245 Mrd. €.

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1991 1997 2003 20091993 1999 2005 20111995 2001 2007 2013 2015 2017

Dieselkraftstoff

Ottokraftstoff

leichtes Heizöl

Abb. 1 Inlandsabsatz von leichtem Heizöl, Diesel- und Ottokraftstoff seit 1991 Quelle: MWV

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Wir fördern Erdgas.Und die Zukunft von Deutschland.

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Die Erdöl/Erdgasindustrie in Österreich in 2017Austria‘s Petroleum Industry during 2017

Im Vorwort zum Jahresbericht 2017 des Fach-verbandes der Mineralölindustrie in Öster-reich (FVMI) schreibt Mag. Manfred Leitner, Fachverbandsobmann FVMI-Vorstandsdirek-tor, Downstream OMV Aktiengesellschaft: Ein funktionierendes Energiesystem basierend auf einem ausgeglichenen Mix von erneuerbaren und fossilen Energieträgern ist essenziell für den Erfolg. Es ist Voraussetzung, um eine mo-derne, nachhaltige, leistbare und wettbe-werbsfähige Energieversorgung dauerhaft si-cherstellen zu können. Der Bedarf wird schon durch das schnelle Wachstum in den Entwick-lungsländern steigen, die Vielfalt wird zuneh-men, wobei die erneuerbaren Energieträger die am schnellsten wachsende Energieart sind. Ihr Anteil wird sich bis 2040 verfünffachen und rund 14 % der Primärenergie ausma-chen. Öl und Erdgas werden jedoch weiterhin einen Anteil von über 50 % an der weltweiten Energienachfrage haben.Trotz der Zunahme alternativer Energieträger – vor allem von Erdgas und Strom – wird der Ver-kehrssektor weiterhin von Öl dominiert sein. Auszugehen ist von rund 85 % im Jahr 2040, auch wenn fortschreitende Verbesserungen in der Fahrzeugeffizienz vielversprechend sind. Der größte Teil der Nachfrageerhöhung wird durch nicht straßengebundene Verkehrsmittel (Luft-fahrt, Seefahrt, Schienenverkehr) sowie durch Lkw entstehen. Mittelfristig werden verschiedene Antriebe – wie beispielsweise Batterie, Com-pressed Natural Gas (CNG), Wasserstoff – und konventionelle Kraftstoffe nebeneinander existie-ren. Auch wird in den nächsten Jahrzehnten ein Großteil des Nachfragewachstums auf die nicht durch Verbrennung bestimmte Nutzung von Öl übergehen, hier insbesondere als Rohstoff für die Petrochemie. Die Mineralölindustrie versteht sich als wichtiger Player bei der Reduktion des CO2-Ausstoßes. Durch zukunftsorientierte Maßnahmen werden bei der Förderung und Verarbeitung während der gesamten Produktion laufend Verbesserun-gen erzielt. Der Raffinierungsprozess konnte we-sentlich effizienter gestaltet werden. So wird be-reits deutlich weniger Energie aufgewendet und somit auch weniger CO

2 ausgestoßen, um Mine-

ralölprodukte herzustellen. Ein besonderes Pro-jekt im Raffineriebereich ist die Zugabe von lang-lebigen Kunststoffabfällen in den Produktions-prozess von Mineralölprodukten. Die schwer ver-rottbaren Kunststoffabfälle werden als Basismaterial in die Kraftstofferzeugung integ-riert. Auch verbessern die Mineralölunterneh-men laufend ihre Kraftstoffe. Durch den Einsatz innovativer Additive und durch das sauberere Verbrennen der Kraftstoffe konnten Verbrauch und Schadstoffausstoß reduziert werden.

In der Klima- und Energiestrategie 2018 der ös-terreichischen Bundesregierung ist der mittelfris-tige Ausstieg aus konventionellem Heizöl ein zen-trales Thema. Für die Ölheizungsbesitzer spielt Heizöl aufgrund seiner guten Speicherbarkeit und der flexiblen Verfügbarkeit allerdings eine wesentliche Rolle. Fast ein Fünftel aller Häuser und Wohnungen werden in Österreich mit Öl be-heizt. Um günstig heizen zu können, haben viele Haushalte ihre Ölheizungen erneuert und sie mit effizienzfördernder Technologie ausgestattet.Biobeimischungen und Co-Processing sind aus-sichtsreiche Alternativen zu konventionellem Heizöl Extraleicht, erfordern aber Rechtssicher-heit und Zeit. Industrie und Wissenschaft arbei-ten ständig daran, die Ölheizung noch sparsamer und schadstoffärmer zu machen sowie zukunfts-taugliche Techniken für flüssige Brennstoffe zu entwickeln. Ziel ist die Entwicklung marktfähi-ger, innovativer und erneuerbarer Brennstoffe, die dem bisherigen Heizöl in höheren Anteilen beigemischt werden und dieses langfristig erset-zen. Die bestehende Infrastruktur der Wohnhäu-ser, Lagerung und Anlieferung kann jedoch wei-terhin genutzt werden. Die Sicherstellung der Versorgung mit leistbaren Heizprodukten ist eine zentrale Aufgabe für die Mineralölindustrie und muss im Rahmen der Gesetzesvorgaben berück-sichtigt werden.Ich bin überzeugt, dass heute und in Zukunft Technologieneutralität von wesentlicher Bedeu-tung ist. Für das Erreichen der Umwelt- und Kli-maziele werden wir alle Möglichkeiten ausschöp-fen müssen. Die Mineralölindustrie ist ein wichti-ger Teil der Lösung rund um die Frage der Ener-giezukunft und unverzichtbarer Partner beim Umsetzen der Energiewende.

Österreichs Wirtschaft in 2017Der Euro wertete gegenüber dem US-Dollar um über 11 % auf, der Wech-

selkurs stieg im Jahresverlauf von 1,06 US$ /€ im Januar kontinuierlich auf 1,19 US$/€ im September, zu Jahresende waren es 1,18 US$/€. Im Jahresdurchschnitt lag der Kurs um 2 % über dem Vorjahr.Die Inflationsrate betrug gemessen am VPI +2,1 %. Sie lag damit deutlich über den Jahren 2016 und 2015 von jeweils +0,9 % und war die höchste seit 2012 (+2,4 %). Die Inflationsdynamik wurde 2017 hauptsäch-lich vom Anstieg der Kosten in der Ausga-begruppe Verkehr – insbesondere Kraft-stoffpreise – geprägt. Gemessen am HVPI zog die Inflation von +1,0 % (2016) auf +2,2 % an.Infolge des kräftigen Wachstums in Öster-reich von +3,0 % (EU-28: +2,4 %) entwi-ckelte sich auch der österreichische Trans-portsektor im Jahr 2017 dynamisch. Die Zahl der Pkw-Neuzulassungen stieg mit +7,2 % besonders rasant und sogar stärker als im Jahr davor (2016: +6,8 %). Aufgrund der robusten Konjunktur und der verbun-denen Ausweitung des Verkehrsaufkom-mens erhöhte sich der Verbrauch an Diesel-kraftstoff um +2,9 %, während der Benzin-verbrauch um –1,2 % gegenüber dem Vor-jahr zurückging. Die Transportleistung auf der Straße wuchs um +1,7 %, jene auf der Schiene nahm mit +4,2 % zu.

OMV-InlandsaktivitätenProjekteDas interne Notfallteam der OMV

Austria Exploration & Production GmbH hielt im Jahr 2017 zwei Einsatzübungen ab. Zusätzlich wurde eine jährlich stattfindende Übung, die der Optimierung von Abläufen und der Zusammenarbeit mit Behörden und externen Blaulichtorganisationen dient, durchgeführt.

0179-3187/18/10 © 2018 EID Energie Informationsdienst GmbH

Auf einen Blick2017 2016 2015

Abgesetzte Produktion, Mio. € 8.314 7.228 8.097Erdölförderung Inland (inkl. NGL), Mio. t 0,74 0,81 0,91Erdgasförderung Inland, Mrd. m3n 1,74 1,25 1,18Bohrmeter 30.173 6.136 48.907Rohölimport, Mio. t 7,32 7,21 8,11Erdgasimport, Mrd. m3n 8,20 7,18 5,72Rohöltransport, Mio. t 7,4 7,3 8,1Rohölverarbeitung (inkl. Halbfabrikate) 9,0 8,9 9,5Mineralölverbrauch Inland, Mio. t 11,26 11,13 10,80Mineralölimport – Produkte, Mio. t 6,70 6,65 6,16Mineralölexport – Produkte, Mio. t 2,90 2,91 2,94Erdgasverbrauch Inland, Mrd. m3n 8,50 7,85 7,55Anzahl der Tankstellen1) 2.685 2.670 2.6411) ohne die knapp 300 Dieselabgabestellen für die Landwirtschaft

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Anfang April 2017 wurde – nach der Um-wandlung des Untergrundgasspeichers Thann in eine Produktionsanlage – mit der Abförderung des Kissengases begonnen.Für das Projekt »One Aderklaa« wurden in der Gasstation Aderklaa geringfügige Adap-tierungen vorgenommen. Dies war erfor-derlich, um die Gasaufbereitung in Zukunft flexibel auf die Gasproduktion anpassen zu können.Um zeitnah auf den stetigen natürlichen Druckabfall in der Kondensat-Lagerstätte Höflein zu reagieren, wurde die Gasstation Korneuburg optimiert, wodurch eine Pro-duktionserhöhung von rund 50 boe/d er-zielt werden konnte.Das Team für Sondeninbetriebnahmen setz-te 2017 sieben Ölsonden in Betrieb. Weiters

konnten zwei Wasserinjektoren in Betrieb genommen werden. Zusätzlich wurden Vorarbeiten für das Bohrprogramm 2018 geleistet. So wurden bereits die ersten Boh-rungen und Inproduktionsetzungen für 2018 geplant und behördlich eingereicht. Auch die ersten Bohrplätze wurden bereits eingerichtet, um sicherzustellen, dass im Jahr 2018 ein unterbrechungsfreies Bohr-programm durchgeführt werden kann.

Seismik2017 wurden seitens OMV Austria Explora-tion & Production keine geophysikalischen Untersuchungen in Form von seismischen Messungen durchgeführt. Daten aus frühe-ren Kampagnen wurden kontinuierlich der weiteren Auswertung unterzogen.Ab dem zweiten Quartal des Berichtsjahres wurde mit den Vorbereitungen für die im ersten Quartal 2018 startende 3D-Seismik im Weinviertel begonnen.

Bohrtätigkeit2017 wurden von OMV Austria Exploration & Production eine Aufschlussbohrung, neun Produktionsbohrungen sowie zwei Hilfsbohrungen abgeteuft, die ausschließ-lich im Aufsuchungsgebiet »OMV Niederös-terreich« durchgeführt wurden.Die OMV Austria Exploration & Production GmbH brachte 2017 im Zuge ihrer Bohrak-tivitäten 24.322 Bohrmeter nieder, davon entfielen 2.294 m auf Aufschluss-, 18.227 m auf Produktions- und 3.801 m auf Hilfs-bohrungen. Die Bohrkampagnen wurden von Anfang März bis Ende 2017 gemein-sam mit RAG Energy Drilling durchgeführt. Der OMV-Anteil an der heimischen Bohr-meterleistung belief sich auf 80,6 %. Sämt-liche Produktionsbohrungen waren öl- bzw. gasfündig.

GewinnungDie Produktion in Österreich lag mit 28.310 boe/d (2016: 28.083 boe/d) knapp über dem Vorjahresniveau. Um das Niveau auf-

rechtzuerhalten und den natürlichen Pro-duktionsrückgang zu kompensieren, wur-den sieben neue Fördersonden in Betrieb genommen. Dieser Produktionsanstieg wurde sowohl durch das kontinuierliche Bohr- und Behandlungsprogramm, aber auch durch die Abförderung des Gasspei-chers Thann erzielt.

Ausblick 2018Für das Jahr 2018 waren in Österreich In-vestitionen für weitere Bohrprojekte inklu-sive Exploration, Generalbehandlungen, si-cherheitsrelevante Projekte sowie For-schungs- und Entwicklungsprojekte ge-plant. Im ersten Quartal 2018 wurden umfassende geophysikalische Untersu-chungen im Weinviertel durchgeführt. Die Messungen sollten neue Explorationsbohr-projekte im kalkalpinen Untergrund sowie im autochthonen Mesozoikum in einer Tie-fe von 4.000 m bis 6.000 m ermöglichen und über bestehende Felder Aufschluss ge-ben.

OMV-AuslandsaktivitätenRussland wurde 2017 als neues Kern-gebiet für OMV-Upstream etabliert.

Laut Firmenmitteilung vom 1. Dezember 2017 hat die OMV den Kauf eines 24,99 %-Anteils am Erdgasfeld Juschno Russkoje in Westsibirien von Uniper SE abgeschlos-sen. Dieser Anteil erhöht die Tagesprodukti-on der OMV um rund 100.000 boe/d.Die Verhandlungen mit Gazprom über ei-nen Asset-Tausch sind im Laufe des Jahres 2017 vorangeschritten und der Vertragsab-schluss samt aufsichtsrechtlicher Genehmi-gungen wird voraussichtlich 2018 abge-schlossen werden können. Gemäß dieser Vereinbarung wird OMV im Gegenzug für einen Anteil von 38,5 % an der OMV (NORGE) AS einen 24,9 %-Anteil am Ent-wicklungsprojekt der Blöcke 4 und 5 der Achimov-Formation des Feldes Urengoi er-halten.Dank der Verbesserung der politischen Situ-ation und der Sicherheitslage in Libyen konnte die OMV 2017 die Produktion in den Ölfeldern Sirte und Sharara wieder hochfahren und erreichte eine durch-schnittliche Gesamtproduktion von rund 25 boe/d.Im Rahmen der Überprüfung des Upstream-Portfolios hat OMV 2017 die Entscheidung getroffen, den Verkauf des Upstream-Ge-schäftsbereiches in Pakistan einzuleiten, der Veräußerungsprozess ist im Gange. OMV hat den Verkauf des 50 %-Anteils am Off-shore-Feld Ashtart im Golf von Gabes in Tu-nesien sowie des 50 %-Anteils am Betreiber Serept an das unabhängige Öl- und Gasun-ternehmen Perenco abgeschlossen.Die OMV hat ihre Position im Iran weiter ausgebaut und konnte mit Gazprom Neft und Dana Energy jeweils ein Memorandum of Understanding über potenzielle zukünfti-ge Kooperationen im Land unterzeichnen.

2017 2016Rohölförderung 704.678 752.420Natural Gas Liquids (NGL) 37.213 56.769Gesamt 741.891 809.189Quelle: Firmenangaben

Tab. 1 Rohölproduktion (inkl. NGL, in t)

2017 2016Eruptiv 5 14Pump 546 542Gaslift 94 93Insgesamt 645 649Quelle: BMWFW, Montanbehörde, Firmen

Tab. 2 Anzahl der Fördersonden

2017 2016Erdgasssonden 174 159Erdgas, Mio. m3 1.588 1.083Erdölgas, Mio. m3 154 170Gesamt, Mio. m3 1.742 1.253Import, Mio. m3 8.201 7.176Quelle: BMWFW, Montanbehörde, Firmen

Tab. 3 Erdgasproduktion und -import

Erdgasspeicher Haidach © RAG / steve.haider.com




2017 wurden in Rumänien die Bohraktivi-täten verstärkt, sodass im Dezember 14 Bohrtürme in den von OMV Petrom betrie-benen Lizenzen aktiv waren. Bis Jahresen-de wurden 69 neue Bohrungen und Side-tracks abgeteuft. Zu den entsprechenden Aktivitäten gehörte unter anderem die Ein-leitung einer Bohrkampagne im OMV Pet-rom betriebenen Block Istria in den Flach-wasserbereichen des Schwarzen Meeres. Im Rahmen der Kampagne werden bis Mitte 2018 vier Bohrungen niedergebracht, eine davon als Explorationsbohrung.In Kasachstan konnten die Lizenzen für Komsomolkoe, Turkmenoi und Aktas um zehn Jahre verlängert werden. Möglichkei-ten für eine potenzielle regionale Expansion der OMV Petrom – vorrangig in den Regio-nen um das Kaspische Meer und das westli-che Schwarze Meer – werden derzeit ge-prüft. OMV Petrom inkludiert Rumänien und Kasachstan.In Norwegen wurden 2017 im Feld Gullfaks (OMV-Anteil 19 %) mit 136 Fördersonden unter der Betriebsführerschaft von Statoil (2018 umbenannt in Equinor) acht neue Bohrungen direkt von den Plattformen ab-geteuft. Zudem wurde das Untersee-Gas-kompressionsprojekt Gullfaks erfolgreich in Betrieb genommen. Die komplette Cat-J-Bohrplattform ist in Norwegen eingetrof-fen, hat die Zulassung erhalten und wird 2018 in das Feld transportiert werden. Die-se Art der Plattform ist speziell für effizien-teres Bohren bei Offshore-Projekten zusätz-lich zu den herkömmlichen fixen Bohr-plattformen ausgelegt.Das Feld Gudrun (OMV-Anteil 24 %) unter Betriebsführerschaft von Statoil hat weiter-hin gute Produktion bei den vorhandenen Bohrplattformen geliefert, die vor allem ei-nem verzögerten Produktionsrückgang und gestiegenem Volumen zu verdanken ist.Die Produktion im Offshore-Feld Edvard Grieg (OMV-Anteil 20 %) unter Betriebs-führerschaft von Lundin lag dank der Besei-tigung von Engpässen und hoher Betriebs-zeiten deutlich über den Erwartungen. Zehn Bohrungen wurden 2017 fertiggestellt

und der Feldentwicklungsplan sieht die Fer-tigstellung von vier weiteren Bohrungen im Jahr 2018 vor.Der Unterbau und die Oberflächenanlagen der Plattform Aasta Hansteen (OMV-Anteil 15 %), einem Tiefwasser-Gasentwicklungs-projekt unter Betriebsführerschaft von Sta-toil, wurden erfolgreich vom Produktionss-tandort in Südkorea nach Norwegen trans-portiert. Die Produktion wird voraussicht-lich im vierten Quartal 2018 aufgenommen werden.

In Tunesien wurde die Gaskondensat-Feld-entwicklung Nawara (OMV-Anteil 50 %) unter Betriebsführerschaft der OMV mit der Gasaufbereitungsanlage in Gabes fortgesetzt und näherte sich der mechanischen Fertig-stellung. Das Gesamtprojekt war Ende 2017 zu 86 % fertiggestellt und lag damit hinter dem Plan. Ursache dafür waren Verzöge-rungen infolge der politischen und sozialen Unruhen in Südtunesien in den Sommer-monaten.Neptun Deep repräsentiert den Tiefwasser-sektor des Blocks XIX Neptun im rumäni-schen Schwarzen Meer (Rumänien, OMV-Anteil 50 %), in dem OMV Petrom im Rah-men eines Joint Venture mit ExxonMobil (Betriebsführer) aktiv ist. 2017 wurden in Vorbereitung der potenziellen, für das zwei-te Halbjahr 2018 vorgesehenen finalen In-vestitionsentscheidung umfassende Pla-nungsmaßnahmen durchgeführt.Im Berichtsjahr 2017 wurden 13 Explora-tions- und Erweiterungsbohrungen (acht unter OMV-Betriebsführerschaft) in fünf verschiedenen Ländern abgeschlossen, von denen fünf erfolgreich waren. Drei weitere Bohrungen waren zum Jahresende noch nicht beendet, darunter eine High-Impact-Bohrung in Norwegen.Die Upstream-Strategie der OMV wird durch modernste unternehmenseigene Technologien vorangetrieben, unterstützt Raffinerie Schwechat © OMV Aktiengesellschaft

Produkt, t 2017 2016Normalbenzin mit biogenem Kraftstoffanteil 15.798 16.440Super Plus mit biogenem Kraftstoffanteil 230.254 224.892Eurosuper mit biogenem Kraftstoffanteil 1.975.608 1.969.710Dieselkraftstoff mit biogenem Kraftstoffanteil 7.152.035 6.999.426Flugturbinenkraftstoff 756.905 788.220Flüssiggas 163.842 175.094Heizöl extraleicht 1.191.251 1.175.228Heizöl leicht 84.204 121.684Heizöl schwer 648.968 729.427Schmiermittel gesamt 165.153 128.545davon

Motorenöle 63.234 55.834Hydrauliköle 36.788 26.402Getriebeöle 14.483 9.498Metallbearb.-,Form-, Korr.schutzöle 14.126 10.812Weißöle 3.084 2.632

Bitumen 595.642 611.205Gesamtaufbringung 14.196.195 14.257.416Quelle: BMWFW

Tab. 4 Aufbringung aus Inlandsproduktion und Importen

2017 2016 2017/16 %

Ottokraftstoffe 1.619 1.638 –1,2Dieselkraftstoff* 6.517 6.419 1,5Heizöl Extraleicht 1.177 1.133 3,8Heizöle Leicht 86,9 123 –29,2Heizöle Schwer 59,2 87,5 –32,3Bitumen 447 467 -4,2Flüssiggas 83 80 4,1*ohne Biodiesel, mit biogenen Beimischungen; Quelle: BMWFW

Tab. 5 Verbrauch der wichtigsten Mineralölprodukte (in 1.000 t)




durch den Zugang zu gut gepflegten Anla-gen für die Pilotprüfung dieser Technologi-en und der Forderung eines schnellen welt-weiten Feldeinsatzes. Der aktuelle Schwer-punkt auf Forschungs- und Entwicklungs-aktivitäten führt zu einer kontinuierlichen Verbesserung von Fördermengen und Le-bensdauer von reifen Feldern und ermög-licht zudem eine äußerst effiziente Explora-tion von Öl- und Gasfeldern auch in schwierigen Umgebungen.

RAG-AktivitätenIn den Aufsuchungsgebieten »RAG Oberösterreich/Niederösterreich« und

»RAG Salzburg« fanden im Berichtsjahr keine geophysikalischen Messungen statt. 2017 wurden im Aufsuchungsgebiet »RAG Oberösterreich/Niederösterreich« drei Tief-bohrungen niedergebracht. Die Bohrmeter-leistung betrug in der Bohrungskategorie »Aufschlussbohrungen« insgesamt 5.851 m.In der Erdölförderung erzielte die RAG 2017 insgesamt 95.586 t, davon 18.136 t in Niederösterreich und 77.450 t in Oberöster-reich.

Aufbringung2017 stieg die Energienachfrage laut BP Statistical Review weltweit um 2,2

% und lag damit über dem Zehnjahresmit-tel von 1,7 %. Diese über dem Trend liegen-de Erhöhung wurde durch ein stärkeres Wirtschaftswachstum in den Industrielän-dern und eine leichte Verlangsamung bei der Verbesserung der Energieintensität er-zielt.

Rohölförderung in ÖsterreichIn Österreich sind OMV und die RAG Aus-tria AG (RAG) bei der Förderung von Erdöl in wirtschaftlich relevanten Mengen im Wiener Becken (Niederösterreich) und in der Molassezone (Oberösterreich, Salzburg) tätig. Das im Wiener Becken produzierte Rohöl von OMV und RAG wird per Rohr-leitung zur Raffinerie Schwechat verpumpt, das in Oberösterreich von RAG geförderte Rohöl wird per Schiene ebenfalls nach Schwechat transportiert.Die Rohölförderung ist in Österreich 2017 neuerlich um 6,3 % gegenüber dem Vor-jahr gesunken und betrug inklusive NGL (Natural Gas Liquids) 741.891 t, davon wa-ren 704.678 t Erdöl im engeren Sinn. Bei der Förderung verzeichnete OMV einen Anteil von 86 %, die EVN-Tochter RAG kam auf 14 %, auf das Wiener Becken ent-fielen 85 %, 15 % wurden in der Molasse-zone gefördert.

Erdölreserven in ÖsterreichDie von der Geologischen Bundesanstalt gemeinsam mit OMV Austria E&P und RAG durchgeführten Berechnungen und Schät-zungen der österreichischen Kohlenwasser-stoffreserven ergaben per Ultimo 2017 si-

chere Erdölreserven (inklusive NGL) von rund 6,1 Mio. t. Die Reichweite ist somit zurückgegangen und umfasst bei Fortset-zung der heutigen Förderaktivitäten rund sieben Jahresförderungen. Darüber hinaus-gehende Vorräte werden nicht ausgewie-sen.

Importe von Rohöl und MineralölproduktenIn 2017 hat OMV insgesamt 7,3 Mio. t Roh-öl nach Österreich importiert, das ist ein Plus von 1,5 % gegenüber dem Vorjahr. Der Rohölbezug erfolgte in unterschiedlichen Größenordnungen aus vierzehn Ländern. An der Spitze stand Kasachstan (2,4 Mio. t), gefolgt vom Irak (1,1 Mio. t) sowie Libyen und Aaserbaidschan (jeweils rund 1,0 Mio. t). Laut Importstatistik betrug der durch-schnittliche Importwert bei Rohöl 367 €/t (2016: 295 €/t), was einen Anstieg um 24 % bedeutet. Der bisherige Höchstwert von 659 €/t wurde 2012 verzeichnet.Zur Sicherstellung der Versorgung müssen jährlich große Mengen an flüssigen Kraft- und Heizstoffen importiert werden. Bei Die-sel waren es rund 4,4 Mio t, bei Benzin 761.000 t und bei Heizöl Extraleicht 590.000 t. Die Lieferungen erfolgten aus Deutschland, Italien, Slowakei, Ungarn und Slowenien.

Erdgasförderung in ÖsterreichDie Naturgasproduktion erhöhte sich 2017 gegenüber dem Vorjahr um 39 % auf 1,74 Mrd. m³n (Normkubikmeter), davon 1,59 Mrd. m³n Erdgas und 0,15 Mrd. m³n Erdöl-gas. Die Naturgasproduktion (inklusive Erd-ölgas) verteilte sich österreichweit mit 53 % auf die OMV und mit 47 % auf die RAG. Im Wiener Becken wurden 32 % und in der Molassezone 68 % gefördert.Der österreichweite Erdgasverbrauch stieg 2017 um 8,3 % auf rund 8,5 Mrd. m³. Dar-an gemessen konnten OMV und RAG aus der Förderung im eigenen Land rund 21 % des Inlandsbedarfs decken, das sind um rund 5 Prozentpunkte mehr als im Jahr da-vor.

Erdgasreserven in ÖsterreichZum 31. Dezember 2017 betrugen die si-cheren Erdgasreserven in Österreich laut Geologischer Bundesanstalt für Erdgas ex-klusive LPG und inerter Anteile 8,3 Mrd m³n (gemäß internationalen Normen wer-den Erdgasreserven ohne Anteile von CO2, N2, He und H2S berichtet). Nach heutigem Produktionsstand entspricht dies einem Vorratspolster von etwa fünf Jahresförde-rungen. Weitere Vorräte werden bei Erdgas nicht ausgewiesen.

ErdgasspeicherungIn Österreich wurden zuletzt Erdgas-Speicherkapazitäten von etwa 8,1 Mrd

m³ erreicht, die sich mit 2,2 Mrd m³ auf OMV und mit 5,9 Mrd m³ RAG aufteilen. Das Gesamtspeichervolumen wird von ös-

terreichischen und von internationalen Un-ternehmen genutzt.In Österreich betreiben die OMV mit Schön-kirchen und Tallesbrunn sowie RAG mit Puchkirchen, Haidach, Nussdorf/Zagling, Aigelsbrunn und 7Fields Erdgasspeicherung in Porenspeichern. Strategische Entwicklungs- und For-schungsprojekte zur Energiespeicherung in Gasspeichern werden von RAG bereits seit Jahren intensiv verfolgt, um langfristig durch Umwandlung von Strom zu Gas (Po-wer-to-Gas) eine Verbindung der aufstre-benden, aber unstetig produzierenden er-neuerbaren Energien mit der bestehenden Gasinfrastruktur zu erreichen, für RAG in Form der Gasspeicher. Das Forschungspro-jekt »Underground Sun Storage« zur Spei-cherung erneuerbarer Energie in Form von Gas konnte ebenfalls unter öffentlicher An-erkennung erfolgreich und plangemäß vor-angetrieben werden. Aufgrund der positi-ven Erkenntnisse wurde ein weiteres For-schungsprojekt »Underground Sun Con-version« gestartet, das ebenso vom österreichischen Klima- und Energiefonds gefördert wird.RAG konnte sich in den letzten Jahren als einer der führenden Speichererrichter und -betreiber in Europa etablieren.

Verarbeitung und VersorgungWeltweit gibt es 616 Raffinerien, da-von 119 in Europa und eine in Öster-

reich. Vor sechzig Jahren, am 22. April 1958, wurde der Grundstein für die Errich-tung der Raffinerie Schwechat gelegt, um die im Zweiten Weltkrieg zerstörte Anlage wieder aufzubauen. Die Raffinerie umfasst eine Fläche von 1,42 km² und zählt zu einer der größten und modernsten Binnenraffi-nerien Europas. Heute stammt etwa die Hälfte aller österreichischen Mineralölpro-dukte aus der Raffinerie Schwechat.Die Rohölverarbeitungskapazität der Raffi-nerie Schwechat liegt bei 9,6 Mio. t pro Jahr. Zum Vergleich: die weltweite Raffine-riekapazität beträgt 4.579 Mio. t. Zum OMV-Raffinerieverbund zählen noch die Rohölverarbeitung in Burghausen in Deutschland und in Petrobrazi in Rumäni-en. 2017 betrug die Raffinerie-Gesamtverarbei-tung 8,1 Mio. t Rohöl (2016: 8,2 Mio. t), die Kapazitätsauslastung lag unverändert bei 86 %. 9 % des verarbeiteten Rohöls stamm-ten aus heimischer Förderung. An Halbfab-rikaten wurden 0,9 Mio t (2016: 0,7 Mio. t) verarbeitet. Aus den eingesetzten Mengen hat die Raffinerie Dieselkraftstoffe (40 %), Ottokraftstoffe (22 %), Heizöle (12 %), pet-rochemische Grundstoffe (10 %), Flugtur-binenkraftstoff (9 %), Bitumen (4 %) und sonstige Produkte (3 %) hergestellt. Dem Dieselkraftstoff und Benzin wurden bioge-ne Kraftstoffkomponenten zugemischt, dies waren 2017 rund 190.000 t FAME und 80.000 t Ethanol.




Die Auslieferung der Mineralölprodukte aus Schwechat und der Lobau erfolgte zu rund 29 % über die Straße, zu 27 % per Schiene, zu 9 % per Schiff und zu 35 % über Pipelines – inklusive Tanklager St. Va-lentin und Flughafen Schwechat. 2017 be-trug die verpumpte Menge in der Produk-tenleitung West (PLW) ins Tanklager St. Va-lentin bei Kraftstoffen und Heizölen rund 1,4 Mio. t.Die Raffinerie Schwechat ist mit dem ange-schlossenen Tanklager Wien-Lobau sowie dem Tanklager St. Valentin der größte In-dustriekomplex Österreichs. Die Lagerkapa-zitäten der Raffinerie inklusive der dazuge-hörigen Tanklager Schwechat, Lobau und St. Valentin belaufen sich insgesamt auf rund 3,4 Mio. m³.Besondere Forschungsprojekte der OMV in der Raffinerie Schwechat sind das ReOil-Verfahren und das Co-Processing. Bei erst-genanntem Projekt wird Altkunststoff zu synthetischem Rohöl umgewandelt, beim zweiten können biogene Einsatzstoffe ge-meinsam mit konventionell erdölbasierten Rohstoffen in einer Hydrieranlage der Raffi-nerie verarbeitet werden. Die ReOil-Pilot-anlage ging Anfang 2018 in Betrieb. Beim Co-Processing konnte im Jahr 2016 der ers-te Feldversuch auf einer Großanlage erfolg-reich absolviert werden, der reguläre Be-trieb wird ab 2020 aufgenommen.

Turnaround in der Raffinerie SchwechatAb April 2017 wurde rund die Hälfte der Raffinerieanlagen in Schwechat für etwa zwei Monate im Rahmen eines Turnaround außer Betrieb genommen. Bereits 2016 wurde der Kraftstoffbereich überprüft, nun folgte der petrochemische Bereich, der für die Herstellung von Vorprodukten zur Kunststofferzeugung dient. Die Außerbe-triebnahme erfolgt alle sechs Jahre und ist gesetzlich vorgeschrieben.An vier Prozessöfen, 71 Kolonnen, 508 Wärmetauschern, 698 Behältern, 4.188 Ar-maturen und 1.485 Sicherheitsventilen wurden Revisionsarbeiten durchgeführt und diverse Reparaturarbeiten an rund 12 km Rohrleitungen vorgenommen. Insge-samt wurden rund 220.0000 Schrauben an den Anlagen ausgetauscht. Neben den etwa 730 Beschäftigten der Raffinerie Schwechat waren 3.500 Mitarbeiter von 50 Firmen mit rund 820.000 Arbeitsstunden im Einsatz.

VerbrauchUnter Einbeziehung aller Mineralöl-produkte – wie Kraftstoffe, Heizöle,

Schmiermittel und Bitumen, jedoch ohne petrochemische Grundstoffe – betrug der Mineralölverbrauch im Berichtsjahr 11,3 Mio. t, was einem Anstieg um 1,2 % gegen-über dem Vorjahr entspricht (2016: 11,1 Mio. t), jedoch unter dem Spitzenwert von 2005 von 12,9 Mio. t liegt. Der Kraftstoff-verbrauch (ohne Flugturbinenkraftstoff) belief sich auf 8,6 Mio. t, das entspricht

rund 10,4 Mrd. l. Der Benzinabsatz war 2017 mit 1,2 % leicht rückläufig. Die knapp 2,2 Mrd. l Benzin (inklusive Bioanteile), die nahezu ausschließlich über die 2.685 öf-fentlich zugänglichen Tankstellen vertrie-ben wurden, setzten sich laut Verbrauchs-statistik wie folgt zusammen: Eurosuper (94 %), Super Plus (5 %) und Normalbenzin (1 %). Rückblickend kann man feststellen, dass 2003 am österreichischen Markt noch um etwa 27 % mehr Benzin abgesetzt wur-de. Ursachen dafür sind die jährlich sinken-de durchschnittliche Fahrleistung pro Pkw und die sparsameren Benzinmotoren.Durch die gegenwärtige Diesel-Diskussion und die damit verbundenen rückläufigen Neuzulassungen von Dieselfahrzeugen wird beim Benzinkonsum voraussichtlich eine Trendwende einsetzen und der Benzinab-satz wird nach vielen Jahren des Rückgangs wieder ansteigen.Bei Dieselkraftstoff konnte durch die kon-junkturbedingt höhere Nachfrage ein Plus von 2,9 % verzeichnet werden. Insgesamt ergab sich in Österreich ein Dieselkraftstoff-absatz (inklusive Bioanteile) von 8,2 Mrd. l. Davon wurden rund 57 % (4,7 Mrd. l) über das öffentlich zugängliche Tankstellennetz verkauft, 43 % (3,5 Mrd. l) gingen direkt an betriebliche Tanklager von Großkunden, wie Transport- und Bauunternehmen, an Lkw-Autohöfe oder die öffentliche Hand.Im Berichtsjahr wurden rund 0,74 Mio. t Flugturbinenkraftstoff verbraucht, das sind um 3,3 % mehr als im Vorjahr. Der Absatz von Heizöl Extraleicht lag mit 1,18 Mio. t um 3,8 % über Vorjahr. In Volumen umge-rechnet entspricht das knapp 1,4 Mrd. l Heizöl Extraleicht.Den größten Anteil am österreichischen Mineralölverbrauch hatte Dieselkraftstoff (62 %), gefolgt von Benzin (14 %) und Heizöl Extraleicht (10 %). Flugturbinen-kraftstoff erreichte einen Anteil von 6,5 %, die Heizöle Leicht und Schwer verzeichne-ten gemeinsam 1,3 %, der Rest verteilte sich auf Bitumen (3,9 %), Flüssiggas (0,7 %), Schmiermittel (0,6 %) und sonstiges (1,0 %).Der Erdgasverbrauch ist in Österreich im Berichtsjahr im Vergleich zu 2016 gestiegen und erhöhte sich um 8,3 % auf 8,5 Mrd. m³. Ursache dafür war aufgrund der niedri-geren Temperaturen im Januar und Febru-ar der Mehrverbrauch beim Heizen von Ge-bäuden. Erdgas wurde 2017 aber auch ver-stärkt für die Stromerzeugung eingesetzt. So waren Gaskraftwerke 2017 auch wäh-rend des Sommers verstärkt zur Stabilisie-rung des Stromnetzes im Einsatz und haben dadurch den Verbrauch erhöht.

TankstellenZum 31. Dezember 2017 erhob der FVMI insgesamt 2.685 öffentlich zu-

gängliche Tankstellen. Dies stellt einen leichten Anstieg im Vergleich zu den 2.670 Tankstellen im Vorjahr dar. Hinzu kamen

noch 286 Dieselabgabestellen für die Land-wirtschaft.Die FVMI-Erhebung unterscheidet zwi-schen zwei großen Gruppen von Tankstel-len: Unter die sogenannten 1.347 Major-branded Servicestationen fielen die Marken der FVMI-Mitgliedsunternehmen von BP, Eni, JET, OMV und Shell. Die Gruppe der sonstigen Tankstellen (1.338) setzte sich aus Servicestationen beispielsweise wie von Ge-nol, Turmöl, Avia, A1 oder IQ zusammen.Vor zehn Jahren erhob der FVMI bei seinen Mitgliedern noch 1.844 Major-branded Tankstellen, was gegenüber 2017 einen Rückgang um 497 Servicestationen oder rund 27 % bedeutet. Dieser Abbau ist ne-ben dem harten heimischen Wettbewerb auch auf die Konzentration auf Standorte mit höherer Kundenfrequenz zurückzufüh-ren. Die Anzahl der sonstigen Tankstellen ist hingegen seit 2007 von 966 auf 1.338 Stationen gestiegen, was ein Plus von 39 % ergibt.Im September 2017 hat die RAG Austria AG im Ennshafen ihre erste LNG-Tankstelle in Österreich eröffnet. Bei Liquified Natural Gas (LNG) handelt es sich um bei minus 160° C verflüssigtes Erdgas, das einen um-weltfreundlichen Kraftstoff für den Lkw-Verkehr darstellt. Die Logistikdrehscheibe Ennshafen im oberösterreichischem Zent-ralraum bot sich als idealer Standort für die-se Tankstelle an. Das Erdgas stammt unter anderem aus heimischen Erdgaslagerstät-ten. n

Quelle: Jahresbericht 2017 des FVMI (www.oil-gas.at)

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KOHLENSTOFF


Faktensammlung Kohlenstoff Teil 1/8

1. Was ist KohlenstoffVon Y. TRAA, F. BEHRENDT, J. RIECK, S. KRZACK, J. HANNES*

Im Sonnensystem sind Wasserstoff, Helium, Sauerstoff und Kohlenstoff die häufigsten Elemente. Auf der Er-

de ist die Häufigkeit von Kohlenstoff deutlich geringer, er ist etwa das elfthäu-figste Element [1–3]. Die globale Kohlen-stoffmenge beträgt ca. 75 Millionen Gt Kohlenstoff [4]. Davon sind ca. 99,95 % in der Lithosphäre überwiegend in Form von Carbonaten (ca. 80 %) und Kerogen (polymeres organisches Material, aus dem bei fortschreitenden geologischen Prozessen und damit einhergehender Aufheizung Kohlenwasserstoffe gebildet werden, ca. 20 %) enthalten. Die Hydro-sphäre enthält ca. 38.000 Gt Kohlenstoff in Form von gelöstem Kohlendioxid, Hy-drogencarbonat- und Carbonat-Ionen, die Atmosphäre ca. 850 Gt Kohlenstoff in Form von Kohlendioxid und die Bio-sphäre ca. 800 Gt Kohlenstoff [4]. Der größte Teil in der Biosphäre ist dabei pflanzliche Biomasse, die tierische Bio-masse ist vernachlässigbar klein [5]. Im menschlichen Körper ist Kohlenstoff mit 11 % nach Sauerstoff mit 26 % und Was-serstoff mit 61 % das dritthäufigste Ele-ment.

In reinem Zustand kommt Kohlen-stoff als Diamant oder Graphit vor, sonst nur in Verbindungen wie Car-

bonaten, Kohlendioxid, Kohlenmono-xid, Erdöl, Erdgas, Kohle und den »orga-nischen Verbindungen« [5]. Etwa 90 % der organischen Verbindungen bestehen aus Kohlenstoff, Wasserstoff und Sauer-stoff. Verbindungen, die nur aus Kohlen-

stoff und Wasserstoff bestehen, werden als Kohlenwasserstoffe bezeichnet [6].Die Zahl der Kohlenwasserstoffe ist theo-retisch unbegrenzt, da Kohlenstoffatome mit sich selbst C-C-Bindungen bilden können. Hieraus können Ketten prinzipi-ell unendlicher Länge und Ringe gebildet werden. Aufgrund seiner Elektronenkonfiguration und der daraus folgenden Möglichkeit verschiedene Mischorbitale auszubilden (sp3 für Kohlenstoff-Kohlenstoff-Einfach-bindungen, sp2 für Kohlenstoff-Kohlen-stoff-Doppelbindungen und sp für Koh-lenstoff-Kohlenstoff-Dreifachbindungen) besitzt Kohlenstoff die Fähigkeit zur Bil-dung komplexer Moleküle [7, 8]. Wegen der mittelstarken Elektronegativität des Kohlenstoffs hat er ein gutes Bindungs-vermögen sowohl zu elektropositiveren als auch zu elektronegativeren Elementen [8]. Diese Eigenschaft macht Kohlenstoff und seine Verbindungen zur Grundlage des Lebens auf der Erde, denn alle Lebe-wesen sind aus organischen Kohlenstoff-verbindungen aufgebaut.

Kohlendioxid entsteht beim Ver-brennen kohlenstoffhaltiger Ver-bindungen, bei der Atmung so-

wie vulkanisch und wird durch Photo-synthese der Pflanzen verwertet. Bei der Photosynthese werden aus Kohlendioxid und Wasser mit Hilfe von Licht ener-giereiche, organische Substanzen aufge-baut [9]. Menschen und Tiere nehmen organische Substanzen wie Fette, Protei-ne und Kohlenhydrate von außen auf und wandeln sie in körpereigene Subs-tanzen um. Der Energiebedarf wird durch den Ver-brauch eines Teils der Substanzen ge-deckt, wobei wieder teilweise Wasser und Kohlendioxid entstehen [10]. Des-halb kann man Kohlendioxid als Schlüs-

selsubstanz des Lebens, wie wir es ken-nen, auffassen.� n

Literaturverzeichnis [1] Claude Allègre, Gérard Manhès, Éric Lewin: Chemi-

cal composition of the Earth and the volatility control on planetary genetics. In: Earth and Planetary Sci-ence Letters, 2001, 185, 49-69.

[2] Harry H. Binder: Lexikon der chemischen Elemente, S. Hirzel Verlag 1999, ISBN 3-7776-0736-3.

[3] David R. Lide (ed.): CRC Handbook of Chemistry and Physics, 85. Auflage, CRC Press, Boca Raton, Flori-da, 2005. Section 14, Geophysics, Astronomy, and Acoustics; Abundance of Elements in the Earth‘s Crust and in the Sea.

[4] M. Reichstein: Universell und Überall. Der terrestri-sche Kohlenstoffkreislauf im Klimasystem. In: Jo-chem Marotzke, Martin Stratmann (Hrsg.): Die Zu-kunft des Klimas. Neue Erkenntnisse, neue Heraus-forderungen. Ein Report der Max-Planck-Gesell-schaft. Beck, München 2015, ISBN 978-3-406-66968-2, S. 123–136.

[5] Römpp Online: Stichwort Kohlenstoff; https://ro-empp.thieme.de/roempp4.0/do/data/RD%E2%80%9011%E2%80%9001491, Thieme Verlag, 05.12.2017.

[6] Römpp Online: Stichwort organische Chemie; htt-ps://roempp.thieme.de/roempp4.0/do/data/RD%E2%80%9011%E2%80%9001491, Thieme Verlag, 06.12.2017.

[7] M. Schmidt: Anorganische Chemie, unveränderter Nachdruck, 1988 Bd. 1; B. Institut, B.I.‐Hochschultaschenbücher, Mannheim 1967, S. 239

[8] A. F. Holleman, E. Wiberg, N. Wiberg: Lehrbuch der Anorganischen Chemie. 102. Auflage. de Gruyter, Berlin 2007, ISBN 978-3-11-017770-1, S. 861–918.

[9] Römpp Online: Stichwort Assimilation; https://ro-empp.thieme.de/roempp4.0/do/data/RD‐11‐01491, Thieme Verlag, 06.12.2017.

[10] Römpp Online: Stichwort Dissimilation; https://ro-empp.thieme.de/roempp4.0/do/data/ RD%E2%80%9011%E2%80%9001491, Thieme Verlag, 06.12.2017.

* Y. Traa, F. Behrendt, J. Rieck, S. Krzack, J. Hannes, TU Berlin, DGMK Fachbereich Kohlen- und Biomasseverede-lung. E-Mail: [email protected]

0179-3187/18/10 DOI 10.19225/181001 © 2018 EID Energie Informationsdienst GmbH

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ASPEKTE


Was kostet klimaneutraler Straßenverkehr?Cost of Road Mobility without Climate Harm

Von K. HEDRICH, M. KUCZERA und L. PLASS*

AbstractTo limit global warming beneath 2 C° since industrialisation, CO2 emissions of

Industrial Nations must be reduced by 80% until 2050. In Germany road traffic contribute to 20% of the total CO2 emissions, due to con-sumption of fossil fuels. Improvements in ef-ficiency almost were eliminated by in parallel increased transportation volume.All concepts proposed for the ecological trans-formation of Germany´s mobility so far failed to be broadly accepted, due to huge infrastruc-tural cost, technical or economical risks and low customer acceptance. Methanol as alternative future fuel together with electric powertrain technology has the potential to provide the turnaround for carbon neutral road traffic.This powertrain concept, presented and de-tailed in [1] combines the excellent efficiency of electric powertrain, the related relatively cost-efficient charging infrastructure in private and public garages and the clean burning me-thanol engine for long distance trips and com-mercial vehicles. Logistics, infrastructure and storage facilities of refineries can widely be used for methanol. Based on this energy and powertrain concept the following study is targeted to supply fol-lowing results:1. The amount of CO2 emission reduction from road traffic and the related time frame.2. The quantity of feasible primary energy sa vings. 3. Additional cost for the change to carbon neutral road traffic to be considered

KurzfassungUm die Erderwärmung unterhalb des 2°C-Zieles gegenüber dem vorindustriel-

len Niveau zu halten, müssen die CO2-Emissi-

onen bis 2050 in den Industrieländern um über 80 % reduziert werden. Der Verkehr in Deutschland trägt derzeit durch den Einsatz fossiler Kraftstoffe mit einem Anteil von ca. 20 % zur CO

2-Emission bei. Die erreichten Effizi-

enzverbesserungen im Verkehr wurden durch den Anstieg der Transportleistung weitgehend

eliminiert. Allen bisher propagierten Konzep-ten zum ökologischen Umbau unserer Mobili-tät ist bisher der Durchbruch verwehrt geblie-ben wegen der jeweiligen enormen infrastruk-turellen Kosten, deren hohen technischen so-wie ökonomischen Risiken oder deren geringer Akzeptanz bei den Kunden.Als alternativer Kraftstoff der Zukunft kann jedoch Methanol in Verbindung mit Elektro-mobilität die klimaneutrale Wende im Stra-ßenverkehr einleiten. Dieses in [1] vorgestellte Antriebskonzept kombiniert den hohen Wir-kungsgrad der Elektromobilität im Nahver-kehr mit relativ kostengünstig anpassbarer Ladestruktur in privaten und öffentlichen Ga-ragen und die äußerst effiziente sowie saubere Verbrennung von Methanol im Ottomotor für den Langstrecken- und Schwerlastverkehr. Logistik und Infrastruktur in Raffinerien und Zwischenlagern kann weitgehend für Metha-nol genutzt werden.Ziel der Untersuchung ist es, auf Basis dieses Verkehrskonzeptes aufzuzeigen,1. in welchem Umfang und wie zügig die CO

2-Emissionen des Straßenverkehrs

abgesenkt werden können2. welche Primärenergieeinsparungen möglich sind und 3. mit welchen zusätzlichen Kosten zu rechnen ist.

RahmenbedingungenMit der Markteinführung der E-Mobilität wird unterstellt, dass die

mobile Elektrifizierung im Straßenver-kehr von 0,8 % im Jahr 2020 auf 72 % im Jahr 2040 bzw. auf 77 % im Jahr 2050 in Deutschland ansteigt. Diese An-nahme geht davon aus, dass die Altfahr-zeuge nach ca. 15 Jahren Nutzungsdauer durch Plug-in-Hybrid-Fahrzeuge ersetzt werden und zwar durch

− PKW-Hybrid mit Range Extender (REEV) und Methanol (M100) als Kraftstoff sowie einer E-Reichweite von ca. 100 km (ca. 20 kWh Batterie), d. h. 85 % der jährlichen Fahrleistung wer-den elektrisch zurückgelegt und

− 65 % Hybrid-LKW mit Range Extender und Methanol als Kraftstoff bis 7,5 t er-ledigen ihren Service mit einer E-Quote von 85 % im Nahverkehr und somit elektrisch (ca. 50 kWh Batterie)

− Der restliche Güterverkehr, insbesonde-re der Schwerlastverkehr, wird gemäß Nutzungsdauer von fossilem Kraftstoff auf M100 umgestellt. Hierzu werden auf Methanol optimierte Motoren ein-gesetzt, die denselben Wirkungsgrad aufweisen wie Dieselmotoren. Die Ab-gasreinigung des Methanol-Motors ist wesentlich einfacher, manipulationssi-cher und deutlich kostengünstiger als für Dieselfahrzeuge. Ein aufwändiges Harnstoffsystem ist nicht erforderlich.

Um den jährlichen Energiebedarf an Elektrizität zwischen 2020 und 2050 in Deutschland abzuschätzen, wurden fol-gende, weitere Annahmen getroffen:

* Dipl.-Ing. Klaus Hedrich, Consultant Technical Automoti-ve, Kappeln, E-Mail: [email protected]; Dr.-Ing. Manfred Kuczera, Fachreferent und Berater für Mineralöl-technik und Regenerative Energien, Keltern, E-Mail: [email protected]; Dr.-Ing. Ludolf Plass, Consultant Power and Environmental Technologies, Kronberg, E-Mail: [email protected].



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Um den jährlichen Energiebedarf an Elektrizität zwischen 2020 und 2050 in Deutschland abzuschätzen, wurden folgende, weitere Annahmen getroffen:

- Die Verkehrsleistung stagniert auf einem hohen Niveau mit o PKW: ca. 615 Milliarden km pro Jahr, o LKW: ca. 315 Milliarden Tonnenkilometer pro Jahr o bei einem Verbrauch von insgesamt

ca. 20 Mio. Tonnen pro Jahr Ottokraftstoff und ca. 35 Mio. Tonnen pro Jahr Dieselkraftstoff.

- Der Strombedarf nimmt 0,3 % pro Jahr ab durch Steigerung der Effizienz in Industrie und Haushalt.

- Die Herstellung von Benzin, Diesel und leichtes Heizöl werden bis 2045 eingestellt und bedarfsgerecht durch Methanol substituiert; die Abnahme an fossilen Kraftstoffen wird linear mit ca. 2,1 Mio. Tonnen pro Jahr unterstellt.

- Der Wirkungsgrad für die Methanol Synthese mit aus der Luft extrahiertem CO2 beträgt dabei 50 % [2].

- Der Aufbau der Produktionskapazität von synthetisch aus regenerativen Energieüberschüssen hergestelltem, „grünem“ Methanol beginnt 2020 und ist mit einer Kapazität von ca. 25 Mio. Tonnen 2045 abgeschlossen. In der Übergangsphase wird „graues“ d.h. aus Erdgas hergestelltes Methanol importiert, damit keine Überkapazitäten für die Herstellung synthetischen Methanols in Deutschland aufgebaut werden müssen (Abb. 1).

- Die Engpässe im Stromnetz sind beseitigt, und zur Synthese von „grünem“ Methanol wird Überschussstrom genutzt.

Abb.1 Jährlicher Methanol Bedarf als Ersatz für fossile Kraftstoffe in der BRD bis 2050 Abb. 1 Jährlicher Methanolbedarf als Ersatz für fossile Kraftstoffe in Deutschland bis 2050

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ASPEKTE


− Die Verkehrsleistung stagniert auf ei-nem hohen Niveau mit

− PKW: ca. 615 Mrd. km/a − LKW: ca. 315 Mrd. t km/a − bei einem Verbrauch von insgesamt

− ca. 20 Mio. t/a Ottokraftstoff und − ca. 35 Mio. t/a Dieselkraftstoff

− Der Strombedarf nimmt 0,3 % pro Jahr ab durch Steigerung der Effizienz in In-dustrie und Haushalt

− Die Herstellung von Benzin, Diesel und leichtes Heizöl werden bis 2045 einge-stellt und bedarfsgerecht durch Metha-nol substituiert; die Abnahme an fossi-len Kraftstoffen wird linear mit ca. 2,1 Mio. t/a unterstellt

− Der Wirkungsgrad für die Methanol-synthese mit aus der Luft extrahiertem CO

2 beträgt dabei 50 % [2]

− Der Aufbau der Produktionskapazität von synthetisch aus regenerativen Energieüberschüssen hergestelltem »grünem« Methanol beginnt 2020 und ist mit einer Kapazität von ca. 25 Mio. t 2045 abgeschlossen. In der Übergangs-phase wird »graues«, d. h. aus Erdgas hergestelltes, Methanol importiert, da-mit keine Überkapazitäten für die Her-stellung synthetischen Methanols in Deutschland aufgebaut werden müssen (Abb. 1).

− Die Engpässe im Stromnetz sind besei-tigt und zur Synthese von »grünem« Methanol wird Überschussstrom ge-nutzt.

Um über 70 % des Straßenverkehrs kli-maneutral (Abb. 3) zu elektrifizieren, ist 2045 ein Strombedarf von ca. 810 TWh erforderlich (Abb. 2). Hierfür müssen die regenerativen Energien auf ca. 865 TWh im Jahr 2050 gemäß [3] ausgebaut wer-den; dies ist ein sehr ambitioniertes Ziel.Deutlich erkennt man in Abb. 3, wie mit zunehmender Elektro-Mobilität ab ca. 75 % der Methanol Bedarf von ca. 30 Mio. t im Jahr 2045 auf unter 26 Mio. t im Jahr 2050 absinkt.Die Kapazität der deutschen Raffinerien kann von heute ca. 95 auf ca. 45 Mio. t/a 2050 halbiert werden. Dabei wurde un-terstellt, dass ca. 20 Mio. t/a für Rohben-zin (9 Mio. t/a) und Kerosin (11 Mio. t/a) gemäß [4] noch fossil benötigt werden.

CO2-EmissionenDie CO2-Emissionen des vorgestell-ten Konzeptes können in der Über-

gangsphase zwischen 2020 und 2050 wie folgt additiv ermittelt werden:1. Fossile CO2-Emissionen durch noch genutzte Benzin- und Dieselfahrzeuge2. CO2-Emissionen von importiertem, aus Erdgas hergestelltem Methanol3. indirekte CO2-Emissionen aus der Stromproduktion für die E-Mobilität und 4. für die Synthese von Methanol.Für das synthetisch hergestellte Metha-



Abb. 2 Strombedarf und – Erzeugung in der BRD für den klimaneutralen Straßenverkehr bis 2050

Um über 70 % des Straßenverkehrs klimaneutral (Abb. 3) zu elektrifizieren, ist 2045 ein Strombedarf von ca. 810 TWh erforderlich (Abb. 2). Hierfür müssen die regenerativen Energien auf ca. 865 TWh im Jahr 2050 gemäß [3] ausgebaut werden; dies ist ein sehr ambitioniertes Ziel.

Abb. 2 Strombedarf und Erzeugung in Deutschland für den klimaneutralen Straßenverkehr bis 2050



Abb. 3 E-Mobilität und Methanol Bedarf für den klimaneutralen Straßenverkehr bis 2050

Deutlich erkennt man in Abb.3, wie mit zunehmender Elektro-Mobilität ab ca. 75 % der Methanol Bedarf von ca. 30 Mio. t im Jahr 2045 auf unter 26 Mio. t im Jahr 2050 absinkt.

Die Kapazität der deutschen Raffinerien kann von heute ca. 95 auf ca. 45 Mio. Tonnen pro Jahr 2050 halbiert werden. Dabei wurde unterstellt, dass ca. 20 Mio. Tonnen pro Jahr für Rohbenzin (9 Mio. t pro Jahr) und Kerosin (11 Mio. t pro Jahr) gemäß [4] noch fossil benötigt werden.

CO2-Emissionen

Die CO2-Emissionen des vorgestellten Konzeptes können in der Übergangsphase zwischen 2020 und 2050 wie folgt additiv ermittelt werden:

1. Fossile CO2 – Emissionen durch noch genutzte Benzin- und Dieselfahrzeuge, 2. CO2 – Emissionen von importiertem, aus Erdgas hergestelltem Methanol, 3. indirekte CO2 – Emissionen aus der Stromproduktion für die E-Mobilität und 4. für die Synthese von Methanol.

Für das synthetisch hergestellte Methanol sowie für den Stromverbrauch der E-Mobilität wurden die CO2-Emissionsfaktoren für die Strombereitstellung gemäß [5] angewandt (Abb. 4).

Abb. 3 E-Mobilität und Methanolbedarf für den klimaneutralen Straßenverkehr bis 2050

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ASPEKTE


nol sowie für den Stromverbrauch der E-Mobilität wurden die CO2-Emissionsfak-toren für die Strombereitstellung gemäß [5] angewandt (Abb. 4). Zwei Grenzfälle werden betrachtet:a. Einsatz der preiswerten Energieträger Braun- bzw. Steinkohle mit entsprechend hohen CO2-Emissionsfaktoren bzw.b. emissionsärmeres, aber teureres Erd-gas [34].In beiden Fällen wurde zusätzlich unter-sucht, wie weit die CO2-Emissionen im Idealfall abgesenkt werden können, wenn die durch zunehmenden Ausbau von Wind- und Sonnenenergie verur-sachten Stromüberschüsse [6] genutzt werden, um den »grünen« Methanolbe-darf (Synthese von Methanol mit CO2 aus der Luft) zu decken. Abb.5a zeigt, wie mit dem vorgeschlage-nen Mobilitätskonzept die CO2-Emissio-nen im Straßenverkehr bis 2050 fast vollständig eliminiert werden können. Erkennbar ist außerdem, welch großen Einfluss die Wahl des Brennstoffes bei der Stromerzeugung auf die CO2-Emissi-on der Verkehrswende ausübt: Im Jahr 2020 kann der Emissionsfaktor durch die Umstellung auf Erdgas bei der Verstro-mung von ca. 350 auf 150 g/kWh mehr als halbiert werden (Abb. 5b). Die Ab-schaltung der Kernkraftwerke im Jahr 2022 bewirkt, dass der Emissionsfaktor 2025 wieder ansteigt, obwohl die regene-rativen Energien zwischen 2020 und 2025 um ca. 100 TWh (Abb. 2) zuneh-men müssen, damit das Energiewende-ziel von 865 TWh im Jahr 2050 gemäß Prognose [3] erreicht werden kann.Um das Ziel der Europäischen Union ei-ner 30 %igen CO2-Reduktion im Stra-ßenverkehr bis zum Jahr 2030 zu errei-chen, muss eine E-Quote von nahezu 40 % sichergestellt, die Stromerzeugung auf Erdgas umgestellt und zusätzlich die er-neuerbaren Energien auf ca. 480 TWh ausgebaut werden; dies entspricht einem Anteil der Regenerativen an der Strom-produktion von ca. 76 % (Abb. 2).Mit zunehmendem Ausbau von Sonnen- und Windenergie können deren tempo-rären volatilen Überschüsse zu Methanol synthetisiert werden. Gelingt dies voll-ständig, würden keine CO2-Emissionen für die heimische Methanolproduktion anfallen. In diesem Fall könnte das o. g. Ziel der Europäischen Union auch mit Kohlestrom unterschritten werden.Die CO2-Emissionen, die die Methanol-synthese verursacht – sollte der konven-tionelle Kraftwerkspark noch mit Kohle betrieben werden –, sind mit maximal 18 Mio. t im Jahr 2040 erheblich. Bei Ein-satz von Erdgas können die Emissionen auf 8 Mio. t jährlich mehr als halbiert werden. Die Werte für die Bereitstellung des Stroms für die E-Mobilität sind mit 13 Mio. t CO2 bei Kohlenutzung bzw. 6 Mio. t CO2 bei Erdgaseinsatz vergleichs-

weise niedrig.

PrimärenergieeinsparungenDie Entwicklung des Primarenergie-bedarfs verdeutlicht den Effizienzge-

winn des diskutierten Konzeptes; er ist hauptsächlich auf die Teilelektrifizierung des Straßenverkehrs zurückzuführen. Nach Vollendung der Verkehrswende 2050 mit einer E-Quote von ca. 77 % beträgt der Energiebedarf für dieselbe Verkehrsleis-tung statt ca. 660 TWh im Jahr 2015 nur

noch ca. 370 TWh. Dies entspricht einer Energieeinsparung von 44 % im Vergleich zur heutigen Situation (Abb. 6).Die größte Energiemenge wird mit 270 TWh für die Synthese von 26 Mio. t Me-thanol für den Fern- und Schwerlastver-kehr im Jahr 2050 benötigt. Dieses Me-thanol kann allerdings – wie in Abbil-dung 6 dargelegt – größtenteils aus Über-schussstrom gewonnen werden, der, wenn er nicht gespeichert werden kann, abgeregelt werden muss. Gelingt es, den Wirkungsgrad der Synthese von Metha-



Abb. 4 CO2-Bilanzen verschiedener Energieträger bei der Stromproduktion [5]

Zwei Grenzfälle werden betrachtet:

a. Einsatz der preiswerten Energieträger Braun- bzw. Steinkohle mit entsprechend hohen CO2 - Emissionsfaktoren bzw.

b. emissionsärmeres, aber teureres Erdgas.

In beiden Fällen wurde zusätzlich untersucht, wie weit die CO2-Emissionen im Idealfall abgesenkt werden können, wenn die durch zunehmenden Ausbau von Wind- und Sonnenenergie verursachten Stromüberschüsse [6] genutzt werden, um den „grünen“ Methanol Bedarf (Synthese von Methanol mit CO2 aus der Luft) zu decken.

Abb. 4 CO2-Bilanzen verschiedener Energieträger bei der Stromproduktion [5] Was kostet klimaneutraler Straßenverkehr?


Abb. 5a CO2 – Emissionen des deutschen Straßenverkehrs bei der Umstellung auf Elektromobilität im Kurzstreckenverkehr und mit Methanol als Kraftstoff für Fern- und Schwerlastverkehr mit a. max. Braunkohle- bzw. b. max. Erdgas-Verstromung

Abb.5a zeigt, wie mit dem vorgeschlagenen Mobilitätskonzept die CO2-Emissionen im Straßenverkehr bis 2050 fast vollständig eliminiert werden können. Erkennbar ist außerdem, welch großen Einfluss die Wahl des Brennstoffes bei der Stromerzeugung auf die CO2 – Emission der Verkehrswende ausübt: Im Jahr 2020 kann der Emissionsfaktor durch die Umstellung auf Erdgas bei der Verstromung von ca. 350 auf 150 g/kWh mehr als halbiert werden (Abb.5b). Die Abschaltung der Kernkraftwerke im Jahr 2022 bewirkt, dass der Emissionsfaktor 2025 wieder ansteigt, obwohl die regenerativen Energien zwischen 2020 und 2025 um ca. 100 TWh (Abb. 2) zunehmen müssen, damit das Energiewendeziel von 865 TWh im Jahr 2050 gemäß Prognos [3] erreicht werden kann.

Um das Ziel der Europäischen Union einer 30 % igen CO2-Reduktion im Straßenverkehr bis zum Jahr 2030 zu erreichen, muss eine E-Quote von nahezu 40 % sichergestellt, die Stromerzeugung auf Erdgas umgestellt und zusätzlich die erneuerbaren Energien auf ca. 480 TWh ausgebaut werden; dies entspricht einem Anteil der Regenerativen an der Stromproduktion von ca. 76 % (Abb. 2).

Mit zunehmendem Ausbau von Sonnen- und Windenergie können deren temporären volatilen Überschüsse zu Methanol synthetisiert werden. Gelingt dies vollständig, würden

Abb. 5a CO2 – Emissionen des deutschen Straßenverkehrs bei der Umstellung auf Elektromobili-tät im Kurzstreckenverkehr und mit Methanol als Kraftstoff für Fern- und Schwerlastver-kehr mit max. Braunkohle- bzw. max. Erdgas-Verstromung

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ASPEKTE


nol aus Überschussstrom durch techno-logische Weiterentwicklung um 10 % zu steigern, kann der erforderliche Primär-energiebedarf für Straßenverkehr gegen-über 2015 halbiert werden.

EnergiepreiseDie Preise für die konventionellen Energieträger Gas, Stein- und

Braunkohle wurden aus [7] übernom-men und entsprechend aktualisiert. Als Quelle für heutige und zukünftige Preise der regenerativen Energien wurde auf [8] zurückgegriffen.Um den Anstieg der konventionellen Energiepreise bis 2050 mittels Analogie-schluss abzuschätzen, wird die Preisent-wicklung der vergangenen 38 Jahre be-trachtet.Die preiswertesten, international gehan-delten Energieträger sind Steinkohle und Erdgas mit jährlich gemittelten Preisen zwischen 4 €/MWh und maximal 10,5 €/MWh. Rohöl ist derzeit mit 33 €/MWh ca. 4-mal so teuer wie Kohle mit 7,9 €/MWh und Erdgas mit 8,5 €/MWh. Obwohl Methanol die Hälfte der Zeit ca. 20 % über dem Energiepreis für Rohöl lag, stieg der Methanolpreis seit 2010 auf aktuell das Doppelte des Rohölwertes, nämlich auf ca. 70 €/MWh an (Abb.7). Erkennbar ist in Abb. 8, dass sich der Rohölpreis in den letzten 38 Jahren seit 1980 trotz starker Schwankungen »ledig-lich« verdoppelt hat. Mit einer durch-schnittlichen jährlichen Steigerungsrate von 2 % liegt der Preisanstieg der »Ener-gieleitwährung« Erdöl damit nur gering-fügig über der Inflationsrate in Deutsch-land; diese betrug seit 1991 bis 2017 im Mittel jährlich ca. 1,6 % [10].Der Kohlepreis hingegen blieb mit einer Teuerung von 10 % nach 33 Jahren rela-tiv stabil und deutlich unter der Inflation.Die mehrfach prognostizierte, durch Knappheit an fossilen Energieträgern ausgelöste Energiepreisexplosion hat sich offensichtlich nicht bewahrheitet [11].Aus Mangel an anderweitig verfügbaren und belastbaren Prognosen wurden fol-gende Annahmen für die Preisentwick-lung der im Modell relevanten Energie-träger getroffen: Jährlicher Preisanstieg für

− Erdgas 3 %/a − Erdöl, Benzin und Diesel 2 %/a − Steinkohle 1 %/a und − Braunkohle 0,5 %/a.

Den durchschnittlichen Wirkungsgrad für die Stromerzeugung in Deutschland liefert [12] mit



keine CO2-Emissionen für die heimische Methanol Produktion anfallen. In diesem Fall könnte das o.g. Ziel der Europäischen Union auch mit Kohlestrom unterschritten werden

Abb. 5b Emissionsfaktor der Stromproduktion von 2020 bis 2050 bei der Umstellung auf Elektromobilität mit a. max. Braunkohle- bzw. b. max. Erdgas-Verstromung, anteilige CO2 – Emissionen des deutschen Straßenverkehrs

Die CO2-Emissionen, die die Methanolsynthese verursacht - sollte der konventionelle Kraftwerkspark noch mit Kohle betrieben werden - sind mit maximal 18 Mio. Tonnen im Jahr 2040 erheblich. Bei Einsatz von Erdgas können die Emissionen auf 8 Mio. Tonnen jährlich mehr als halbiert werden. Die Werte für die Bereitstellung des Stroms für die E-Mobilität sind mit 13 Mio. Tonnen CO2 bei Kohlenutzung bzw. 6 Mio. Tonnen CO2 bei Erdgaseinsatz vergleichsweise niedrig.

Primärenergieeinsparungen

Die Entwicklung des Primarenergiebedarfs verdeutlicht den Effizienzgewinn des diskutierten Konzeptes; er ist hauptsächlich auf die Teilelektrifizierung des Straßenverkehrs zurückzuführen. Nach Vollendung der Verkehrswende 2050 mit einer E-Quote von ca. 77 % beträgt der Energiebedarf für dieselbe Verkehrsleistung statt ca. 660 TWh im Jahr 2015 nur noch ca. 370 TWh. Dies entspricht einer Energieeinsparung von 44 % im Vergleich zur heutigen Situation (Abb. 6).

Abb. 5b Emissionsfaktor der Stromproduktion von 2020 bis 2050 bei der Umstellung auf Elektromobilität mit max. Braun-kohle- bzw. max. Erdgas-Verstro-mung, anteilige CO2-Emissionen des deutschen Straßenverkehrs



Abb. 6 Primärenergiebedarf des Straßenverkehrs in der BRD von 2015 bis 2050

Die größte Energiemenge wird mit 270 TWh für die Synthese von 26 Mio. Tonnen Methanol für den Fern- und Schwerlastverkehr im Jahr 2050 benötigt. Dieses Methanol kann allerdings - wie oben dargelegt - größtenteils aus Überschussstrom gewonnen werden, der, wenn er nicht gespeichert werden kann, abgeregelt werden muss.

Gelingt es, den Wirkungsgrad der Synthese von Methanol aus Überschussstrom durch technologische Weiterentwicklung um 10 % zu steigern, kann der erforderliche Primärenergiebedarf für Straßenverkehr gegenüber 2015 halbiert werden.

Abb. 6 Primärenergiebedarf des Straßenverkehrs in der BRD von 2015 bis 2050

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ASPEKTE


− Erdgas: 44,4 % − Steinkohle: 41 % und − Braunkohle: 38 %.

Abb. 9 zeigt, dass es auf Basis direkter Kosten preiswerter ist, Strom aus kon-ventionellen Energieträgern herzustel-len, als regenerative Quellen zu nutzen. Erst im Jahr 2050 ist die Stromprodukti-on aus Photovoltaik gleichteuer wie die Verstromung von Erdgas, obwohl sich der Erdgaspreis bei einer relativ hohen, jährlichen Teuerungsrate von 3 % bis 2050 fast verdreifacht. Die Verstromung von Braunkohle ist aktuell mit 4,6 €/MWh über vier Mal billiger als Steinkoh-le mit 19,2 €/MWh.Um die Mehrkosten eines Ausstieg aus der Kohleverstromung zu ermitteln, wurde das notwendige konventionelle Lastprofil jeweils mit Braunkohle bzw. Erdgas abgebildet; dabei wurden die je-weiligen maximal möglichen Kapazitä-ten – Stand 2017 – der jeweiligen Ener-gieträger gemäß [13] berücksichtigt (Abb. 10). Da die Kernenergie ab 2022 nicht mehr verfügbar ist, muss mehr Steinkohle verstromt und deren Einsatz bis über das Jahr 2025 hinaus fortgesetzt werden. Dies schlägt sich auch in einem Anstieg der Emissionsfaktoren (Abb. 5b) nieder.Der Ausstieg aus der Kohleverstromung hin zum Erdgas erhöht den Preis für Strom um ca. 10 %.Mit der relativ hohen Preissteigerung von 3 % pro Jahr für Erdgas steigt der Nettostrompreis auf das Doppelte von derzeit 30 €/MWh auf ca. 63 €/MWh im Jahr 2050 an. Die Kostendegression bei den erneuerbaren Energien wirkt sich kostenmindernd ab 2030 auf den Strom-preis aus (Abb. 11).

InvestitionskostenUm das vorgestellte Mobilitätskonzept zu realisieren, müssen lediglich die

Haus- und Garagenanschlüsse für ca. 30 Mrd. € [14] ertüchtigt werden. Die Infra-struktur in Raffinerien und Zwischenla-gern kann weitgehend mit relativ geringen Anpassungen für Methanol verwendet werden. Da zum Beispiel die E-10-Tank-säulen schon für Methanol-Anteile und andere Alkohol-Komponenten ausgelegt sind, halten sich die Maßnahmen für die Umrüstung in Grenzen. Die Investitions-kosten für die Elektrolyse und Methanol-konversion betragen ca. 0,7 Mio. € pro ei-ne Mio. t M100 Jahreskapazität [15] (Abb. 12). Für den Aufbau der Methanol-Syn-thesekapazität von 30 Mio. t/a bis 2045 ist somit ein jährliches Investitionsvolumen von ca. einer Milliarde € in Deutschland notwendig. Mit einem 50-%-Zuschlag für die infrastrukturellen Zusatz-Maßnahmen, wie Geländevorbereitung, Stromanschlüs-se etc. summieren sich die Kosten auf ca. 30 Mrd. € bis 2045. Damit liegt der Auf-

wand weit unter dem anderer Mobilitäts-konzepte (Abb. 13). Im Vergleich schneidet die vorgestellte Verkehrswende mit E-Mo-bilität im Nahverkehr und Methanol als Energieträger im Fern- und im Schwerlast-verkehr mit ca. 62 Mrd. € für die Um- und Aufrüstungsmaßnahmen am preiswertes-ten und mit den geringsten Risiken in Be-zug auf Technik, Finanzen sowie Umwelt ab. Für die aufwändige Herstellung der Fi-scher-Tropsch-Kraftstoffe mit einem Wir-kungsgrad von 37 % müssten ca. 20.000 Windkraftanlagen und für die Methansyn-these mit einem Wirkungsgrad von 45 % ca. 8.000 Windkraftanlagen [16] zusätzlich in Deutschland errichtet werden; dabei wurde eine jeweilige Leistung von 3 MW mit einer Ausbeute von 20 % auf dem Festland unterstellt.Anmerkungen: 1. Obwohl die Mineralöl- zusammen mit der Autoindustrie im Rahmen der Initiative »Ver-kehrswirtschaftliche Energiestrategie« im Jahr 2002 Methanol als attraktiven Energie-träger einstufte, findet Methanol als Kraftstoff

in den neuesten Studien der DENA [25] und von Prognos [26] keine Erwähnung; und dies, obwohl insbesondere der Verfahrensvergleich [17] zwischen der Synthesegasnutzung zur Produktion von Methanol bzw. Fischer-Tropsch-Kraftstoff Vorteile für die Methanol-synthese in Bezug auf

− Prozesswirkungsgrad, Einfachheit und Steu-erbarkeit sowie

− Investitionsbedarf ergab.2. Das Treibhausgaspotential von Erdgas (Me-than) ist 28-mal höher als das von Kohlen-stoffdioxid (CO2) [21]. Aus diesem Grunde wird die Freisetzung von Methan bei Entspan-nungsvorgängen nach dem Tanken sowie bei Leckagen und Unfällen als kritisch eingestuft.3. Um den Energiebedarf für die synthetischen Kraftstoffe (Methanol, Fischer-Tropsch-Kraft-stoffe, Hochdruck-Erdgas und Hochdruck-Wasserstoffgas) zu minimieren und die Ver-gleichbarkeit zu ermöglichen, wird für alle Mobilitätskonzepte mindestens eine E-Mobili-tät von 77 % bis 2050 vorausgesetzt.



Energiepreise

Die Preise für die konventionellen Energieträger Gas, Stein- und Braunkohle wurden aus [7] übernommen und entsprechend aktualisiert. Als Quelle für heutige und zukünftige Preise der regenerativen Energien wurde auf [8] zurückgegriffen.

Um den Anstieg der konventionellen Energiepreise bis 2050 mittels Analogieschluss abzuschätzen, wird die Preisentwicklung der vergangenen 38 Jahre betrachtet.

Abb. 7 Historische Energiepreise wesentlicher Energieträger ab 1980 [9]

Die preiswertesten, international gehandelten Energieträger sind Steinkohle und Erdgas mit jährlich gemittelten Preisen zwischen 4 €/MWh und maximal 10,5 €/MWh. Rohöl ist derzeit mit 33 €/MWh ca. 4-mal so teuer wie Kohle mit 7,9 €/MWh und Erdgas mit 8,5 €/MWh. Obwohl Methanol die Hälfte der Zeit ca. 20 % über dem Energiepreis für Rohöl lag, stieg der Methanolpreis seit 2010 auf aktuell das Doppelte des Rohölwertes, nämlich auf ca. 70 €/MWh an (Abb.7).

Abb. 7 Historische Energiepreise wesentlicher Energieträger ab 1980 [9] Was kostet klimaneutraler Straßenverkehr?


Abb. 8 Preise wesentlicher Energieträger und Inflationsrate zwischen 1980 und Januar 2018.

Erkennbar ist in Abb. 8, dass sich der Rohölpreis in den letzten 38 Jahren seit 1980 trotz starker Schwankungen „lediglich“ verdoppelt hat. Mit einer durchschnittlichen jährlichen Steigerungsrate von 2 % liegt der Preisanstieg der „Energieleitwährung“ Erdöl damit nur geringfügig über der Inflationsrate in der BRD; diese betrug seit 1991 bis 2017 im Mittel jährlich ca. 1,6 % [10].

Der Kohlepreis hingegen blieb mit einer Teuerung von 10 % nach 33 Jahren relativ stabil und deutlich unter der Inflation.

Die mehrfach prognostizierte, durch Knappheit an fossilen Energieträgern ausgelöste Energiepreisexplosion hat sich offensichtlich nicht bewahrheitet [11].

Aus Mangel an anderweitig verfügbaren und belastbaren Prognosen, wurden folgende Annahmen für die Preisentwicklung der im Model relevanten Energieträger getroffen:

Jährlicher Preisanstieg für

- Erdgas 3 % pro Jahr, - Erdöl, Benzin und Diesel 2 % pro Jahr, - Steinkohle 1 % pro Jahr und - Braunkohle 0,5 % pro Jahr.

Den durchschnittlichen Wirkungsgrad für die Stromerzeugung in der BRD liefert [12] mit

- Erdgas: 44,4 % - Steinkohle: 41 % und - Braunkohle: 38 %.

Abb. 8 Preise wesentlicher Energieträger und Inflationsrate zwischen 1980 und Januar 2018

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ASPEKTE


KraftstoffkostenDer derzeitige, marktgängige Me-thanolpreis von 380 €/t ist relativ

hoch und damit auf Energiebasis etwa doppelt so teuer wie Erdöl; während ab 2010 der Rohölpreis pendelnd um 30 €/MWh stagniert, hat sich der Methanol-preis – offensichtlich getrieben durch die Nachfrage in Fernost – von ca. 40 auf 70 €/MWh nahezu verdoppelt. Im selben Zeitraum fiel der Gaspreis hingegen von 11,3 auf 8,5 €/MWh (Abb. 14).Die Herstellungskosten von Methanol aus Erdgas zeigt Abb. 15; sie liegen An-fang 2018 mit ca. 29 €/MWh unter de-nen für Rohöl (Abb. 14). Aktuell (Anfang 2018) steigt mit dem Rohölpreis auch der um Abgaben gemäß [27] bereinigte Preis für Superbenzin und Diesel auf 542 €/t bzw. 506 €/t; dies entspricht 45,2 €/MWh bzw. 42,9 €/MWh.Wird Methanol aus Erdgas hergestellt, liegen die M100-Energiekosten zwischen ca. 30 €/MWh für neue bzw. ca. 20 €/MWh für abgeschriebene Anlagen. Der Kraftstoff Methanol, hergestellt aus Erd-gas, ist damit mehr als 30 % bzw. 50 % preiswerter als fossile Kraftstoffe.Abb. 16 zeigt, wie sich die Nettokosten für Kraftstoffe bzw. Strom für den ge-samten Straßenverkehr in Deutschland bis 2050 entwickeln. Dabei wurde unter-stellt, dass 1. der Preisanstieg für die fossilen Kraft-stoffe 2 %/a beträgt,2. das aus Überschussstrom hergestellte grüne Methanol (M100) mit 80 % der Stromkosten verrechnet wird und3. das in der Übergangszeit aus Erdgas hergestellte Methanol gemäß Abb. 15 be-preist ist.Man erkennt, dass die Nettokosten ohne Steuern und sonstige Abgaben von ca. 31 Mrd. € um ca. 30 % auf ca. 20 Mrd. € abgesenkt werden können, und dies ob-wohl sich Strom- und Gaspreis bis 2050 verdoppeln bzw. verdreifachen (Abb. 9).

AntriebskonzepteKünftige Antriebe für PKW und NFZ müssen deutlich höhere An-

forderungen hinsichtlich Energieeffizienz und CO2-Emissionen erfüllen. Nur so kann der sinkenden Akzeptanz von im-mer mehr Windkraftanlagen begegnet werden [28] und der Straßenverkehr ei-nen notwendigen Beitrag zur Energie-wende liefern. Die Modellvielfalt macht eine Abschät-zung der möglichen Energieeinsparung und CO2-Emissionsminderung künftiger Antriebskonzepte schwierig. Mit der Wahl eines für Deutschland möglichst ty-pischen Mittelklassemodells sollen daher die Auswirkungen der verschiedenen Antriebskonzepte auf Energieverbrauch und CO2-Emission abgeschätzt werden.



Abb. 9 Verstromungspreise regenerativer und konventioneller Energien zwischen 2015 und 2050 gemäß [7] und [8]

Abb. 9 zeigt, dass es auf Basis direkter Kosten preiswerter ist, Strom aus konventionellen Energieträgern herzustellen, als regenerative Quellen zu nutzen. Erst im Jahr 2050 ist die Stromproduktion aus Photovoltaik gleichteuer wie die Verstromung von Erdgas, obwohl sich der Erdgaspreis bei einer relativ hohen, jährlichen Teuerungsrate von 3 % bis 2050 fast verdreifacht. Die Verstromung von Braunkohle ist aktuell mit 4,6 €/MWh über vier Mal billiger als Steinkohle mit 19,2 €/MWh.

Um die Mehrkosten eines Ausstieg aus der Kohleverstromung zu ermitteln, wurde das notwendige konventionelle Lastprofil jeweils mit Braunkohle bzw. Erdgas abgebildet; dabei wurden die jeweiligen maximal möglichen Kapazitäten – Stand 2017 - der jeweiligen Energieträger gemäß [13] berücksichtigt (Abb. 10). Da die Kernenergie ab 2022 nicht mehr verfügbar ist, muss mehr Steinkohle verstromt und deren Einsatz bis über das Jahr 2025 hinaus fortgesetzt werden. Dies schlägt sich auch in einem Anstieg der Emissionsfaktoren (s.o., Abb. 5b) nieder.

Abb. 9 Verstromungspreise regenerativer und konventioneller Energien zwischen 2015 und 2050 gemäß [7] und [8]



Abb. 10 Lastprofil der konventionellen Energieträger für Fall a. max. Braunkohle bzw. Fall b. max. Erdgas

Der Ausstieg aus der Kohleverstromung hin zum Erdgas erhöht den Preis für Strom um ca. 10 %.

Mit der relativ hohen Preissteigerung von 3% pro Jahr für Erdgas steigt der Nettostrompreis auf das Doppelte von derzeit 30 €/MWh auf ca. 63 €/MWh im Jahr 2050 an. Die Kostendegression bei den erneuerbaren Energien wirkt sich kostenmindernd ab 2030 auf den Strompreis aus (Abb. 11).

Abb. 10 Lastprofil der konventionellen Energieträger für Fall max. Braunkohle bzw. Fall max. Erdgas

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ASPEKTE


Um den Zulassungsanteil besonders schwerer, verbrauchs- und emissionsin-tensiver SUV von z. Z. 25% zu berück-sichtigen, kommt daher für die Ver-gleichsrechnung ein 2-l-Diesel-PKW als aktuelles Referenzfahrzeug zum Ansatz (BMW 320d, EU6 Abgasnorm). Trotz be-rechtigter Kritik an Herstellermessungen in normierten Prüfstands Fahrzyklus NEFZ wurden diese Verbrauchs- und Emissionsangaben für den Systemver-gleich Antriebe herangezogen, da ver-gleichbare Messungen zu Verbräuchen und Emissionen im Kundenbetrieb nicht verfügbar sind. Bei Elektro- (EV) und Hybridfahrzeugen sind die Herstelleran-gaben unvollständig. Die Vergleichsrech-nung zeigt deshalb Verbrauch und CO2 getrennt für rein elektrisches Fahren und Betrieb mit laufendem Ranger-Extender Verbrennungsmotor.Der Systemvergleich zeigt Antriebsvari-anten auf (Abb. 17), die ohne zusätzliche Risiken die CO2-Emission des Referenz-antriebs Dieselmotors deutlich unter-schreiten. Wird ein Methanolmotor ein-gesetzt, ergeben sich Verbrauchs- und Emissionsvorteile. Auch Herstellkosten und Gewicht des Motors sinken. Die hö-here spezifische Leistung des M100-Mo-tors erlaubt den Einsatz eines kleineren Motors. Beispiel: ein 3 Zylinder M100-Motor ersetzt den gängigen 4 Zylinder Diesel gleichen Zylindervolumens. Dieser Vergleich ist insofern wichtig, als diese Systemvorteile sich analog auch auf Dieselantriebe für Busse, Transporter bis 3,5 t, NFZ bis 7,5 t und schwere LKW übertragen lassen. Das EV ist hinsichtlich Antriebswirkungs-grad unschlagbar gut. Allerdings eignet sich dieser Antrieb nur bei begrenzter Reichweite, z. B. im Stadtbereich. Bei großen Reichweiten verschlechtern gro-ße Batterien Herstellkosten, Gewicht, Fahrleistung und Wirtschaftlichkeit. Be-rücksichtigt man zusätzlich die hohe CO2-

Emission für die Herstellung dieser Bat-terien, wird auch die ECO-Bilanz dieses Antriebs ungünstig [29]. Bei den Hybrid-antrieben haben wir uns auf den beson-ders effizienten seriellen Hybridantrieb mit Range Extender Motor (REEV) kon-zentriert. Hier setzen sich die Vorteile des leichten und effizienten M100-Motors fort. CNG Antrieb und Wasserstoff Brenn-stoffzelle erhöhen das Leergewicht und haben Risiken auf Grund des gasförmi-gen Energieträgers, insbesondere wenn Fahrzeuge in geschlossenen Räumen ab-gestellt werden. Auch bei Verkehrsunfäl-len stellen die hohen Drücke von 200 bar bzw. 800 bar ein erhebliches Sicherheits-risiko dar, wenn bei Auffahrunfällen die freigesetzte Gasmenge nicht unmittelbar zündet. Übliche Crash-Tests des ADAC haben keine höheren Risiken für CNG-PKW nachgewiesen [30]; ob dies auch



Abb. 11 Anstieg der Stromkosten bei Ausbau der erneuerbaren Energien auf 865 TWh [3]

Investitions-Kosten

Um das vorgestellte Mobilitätskonzept zu realisieren, müssen lediglich die Haus- und Garagenanschlüsse für ca. 30 Milliarden € [14] ertüchtigt werden. Die Infrastruktur in Raffinerien und Zwischenlagern kann weitgehend mit relativ geringen Anpassungen für Methanol verwendet werden. Da zum Beispiel die E-10 Tanksäulen schon für Methanol Anteile und andere Alkohol-Komponenten ausgelegt sind, halten sich die Maßnahmen für die Umrüstung in Grenzen.

Die Investitionskosten für die Elektrolyse und Methanol-Konversion betragen ca. 0,7 Mio. € pro eine Mio. Tonnen M100 Jahreskapazität [15] (Abb. 12).

Abb. 12 Investitionskosten für Methanol Synthese [15]





Investitions-Kosten

Um das vorgestellte Mobilitätskonzept zu realisieren, müssen lediglich die Haus- und Garagenanschlüsse für ca. 30 Milliarden € [14] ertüchtigt werden. Die Infrastruktur in Raffinerien und Zwischenlagern kann weitgehend mit relativ geringen Anpassungen für Methanol verwendet werden. Da zum Beispiel die E-10 Tanksäulen schon für Methanol Anteile und andere Alkohol-Komponenten ausgelegt sind, halten sich die Maßnahmen für die Umrüstung in Grenzen.

Die Investitionskosten für die Elektrolyse und Methanol-Konversion betragen ca. 0,7 Mio. € pro eine Mio. Tonnen M100 Jahreskapazität [15] (Abb. 12).

Abb. 12 Investitionskosten für Methanol Synthese [15] Abb. 12 Investitionskosten für Methanol Synthese [15]



Für den Aufbau der Methanol Synthesekapazität von 30 Mio. Jahrestonnen bis 2045 ist somit ein jährliches Investitionsvolumen von ca. einer Milliarde € in der BRD notwendig. Mit einem 50 % Zuschlag für die infrastrukturellen Zusatz-Maßnahmen, wie Geländevorbereitung, Stromanschlüsse etc. summieren sich die Kosten auf ca. 30 Milliarden € bis 2045.

Abb. 13 Vergleich Infrastrukturkosten und Energiebedarf für Kraftstoffbereitstellung 2050 in der BRD; Wirkungsgrade IV-Kosten und Risiken gemäß: [1], [14], [16], [17], [18], [19], [20], [21], [22], [23], [24]

Damit liegt der Aufwand weit unter dem anderer Mobilitätskonzepte (Abb. 13). Im Vergleich schneidet die vorgestellte Verkehrswende mit E-Mobilität im Nahverkehr und Methanol als Energieträger im Fern- und im Schwerlastverkehr mit ca. 62 Milliarden € für die Um- und Aufrüstungsmaßnahmen am preiswertesten und mit den geringsten Risiken in Bezug auf Technik, Finanzen sowie Umwelt ab.

Für die aufwändige Herstellung der Fischer-Tropsch Kraftstoffe mit einem Wirkungsgrad von 37 % müssten ca. 20.000 Windkraftanlagen und für die Methan-Synthese mit einem Wirkungsgrad von 45 % ca. 8.000 Windkraftanlagen [16] zusätzlich in der BRD errichtet werden; dabei wurde eine jeweilige Leistung von 3 MW mit einer Ausbeute von 20 % auf dem Festland unterstellt.

Systemvergleichjährlicher Energiebedarf Investitions-Kosten Technische Reife Risiken

TWh Milliarden €

E-Mobilität, 500 km sichere Reichweite erfordert 100 kWh

Batterie130 TWh

Garagen + Niederspannungs-Netze: 30, Schnellladen + Mittelspannungs-Netze: 240,

Summe 270 [14]

Ausbau der Netze in dicht besiedelten Zentren

aufwendig, aber machbar, LKW-Schnellladung mit >>

350 kW technisch nicht darstellbar

Kapazität großer elektrischer

Energiespeicher in Entwicklung

E-Mobilität (20 kWh Batterie), Range Extender mit Methanol*

100 TWh, 270 TWh aus regenerativem

Überschusstrom

Garagen + Niederspannungs-Netze: 30, Umrüstung Tankstellen: 2,

Elektrolyse, MeOH-Konv., Hochsp.-Netze: 30: Summe 62

Großtechnische Anlagen für Elektrolyse und

Methanolkonversion verfügbar,

PtM-Wirkungsgrad: > 50 % [1]

CO2 Gewinnung aus Luft bis 2035 zur technischen

Reife

E-Mobilität, Range Extender Diesel bzw. Ottokraftstoff aus

Fischer-Tropsch Synthese*


Überschusstrom, regenerativer Ausbau auf ca. 1000 TWh

fraglich

Garagen + Niederspannungs-Netze: 30, Elektrolyse, FT-Synthese (Diesel + Otto) +

Konditionierung, Hochspannungs-Netze: 35; 100 TWh Wind onshore [16]: 90;

Summe 155

Großtechnische Anlagen für FT-Synthese (HT + NT)

verfügbar, jedoch aufwendig, insbesondere

die Aufbereitung zu hochoktanigem

Ottokraftstoff [17], PtL-Wirkungsgrad: < 37 %

[18]


Reife


Reife

Methangasleckagen erhöhen THG-Potential

[21]

Hochdruck-Wasserstoffgas für Brennstoffzelle*


Überschusstrom

Garagen + Niederspannungs-Netze: 30, Tankstellen (800 bar), 100 [22] bzw. 500 [23];

Wasserstoff-Speicher 10; Summe 140 bzw. 540

Technologie für große Hochdruckwasserstoff-

Speicher notwendig, PtG-Wirkungsgrad: 50 %, hoher Energieaufwand f.

Verdichtung [24]

Derzeit kein Risiken durch Mitteldruck

Untertagedruckspeicher für Wasserstoff bekannt

Legende bestsonstige Kommentare

mäßigkritisch

Infrastrukturkosten und Energiebedarf für Kraftstoffbereitstellung 2050 (BRD)

Hochdruck-Erdgas (CNG)*100 TWh, 310 TWh aus

regenerativem Überschusstrom

Garagen + Niederspannungs-Netze: 30, Tankstellen (200 bar), Erw. Erdgasnetz: 60

[19], [20]; Elektrolyse + Synthese 28; 40 TWh Wind onshore [16]: 35

Summe 153

Technologie für große Erdgasspeicher notwendig, PtG-Wirkungsgrad: < 45 %

[18]

*im Jahr 2050 mindestens 77 % E-Mobilität

Abb. 13 Vergleich Infrastrukturkosten und Energiebedarf für Kraftstoffbereitstellung 2050 in der BRD; Wirkungsgrade IV-Kosten und Risiken gemäß: [1, 14, 16–19, 20–24]

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ASPEKTE


für Auffahrunfälle von LKW auf Erdgas-Fahrzeuge am Stauende zutrifft, wurde nicht untersucht, obwohl Hochdrucktan-ke durchaus in der hinteren »Knautsch-

zone« angeordnet werden [31]. Aus die-sem Grunde empfehlen die Autoren eine umfassende Studie zu »Risiken mit Ener-gieträgern (Batterien, Diesel, Benzin,

Erdgas, Wasserstoff und Methanol) im Verkehr mit Hinblick auf Personen, Sach- und Umweltschäden« z. B. am Max-Planck-Institut. Ein geeignetes Hoch-druck-Tankstellennetz steht für CNG in ungenügender Dichte und für Wasser-stoff nur in Form vereinzelter Versuchs-tankstellen zur Verfügung. Als Resümee ist festzuhalten, dass nur die Antriebe basierend auf Elektromotor und Methanol-Motor die Zukunftsanfor-derungen der Energiewende, Sicherheit und Wirtschaftlichkeit erfüllen. Die An-wendungsbreite von Methanol als Kraft-stoff wird von keinem anderen Energie-träger erreicht.

FazitMit dem Mobilitätskonzept, das Elektromobilität im Nahverkehr

nutzt und Methanol als Kraftstoff für Fern- und Schwerlastverkehr einsetzt, können die CO2-Emission aus dem Stra-ßenverkehr in Deutschland – wie von der EU diskutiert – bis 2030 um 30 % re-duziert werden und bis 2050 auf prak-tisch null abgesenkt werden.Die infrastrukturellen Maßnahmen und die dafür bis 2045 aufzubringenden, ku-mulierten Kosten sind mit ca. 62 Mrd. € überschaubar; sie liegen deutlich unter denen der bisher in Deutschland disku-tierten Antriebskonzepte wie E-Mobilität (270 Mrd. €), synthetische Kraftstoffe aus Fischer-Tropsch-Anlagen (155 Mrd. €), CNG- (153 Mrd. €) oder Brennstoff-zellen Antriebe mit Hochdruckwasser-stoff (bis 540 Mrd. €).Das vorgestellte Konzept zeichnet sich außerdem dadurch aus, dass die Trans-formation von fossilen Kraftstoffen zu »Methanol als Biokraftstoff der 3. Gene-ration« ermöglicht, dass

− es mit vergleichsweise geringen techni-schen, finanziellen und umweltrele-vanten Risiken zügig umgesetzt werden kann, da die einzelnen Komponenten weitgehend erprobt und bewährt sind (Serienreife kann in Deutschland mit einem Vorlauf von ca. 2 Jahren erreicht werden und in China werden Metha-nolantriebe selbst im Schwerlastver-kehr in Serie gefertigt)

− die Kraftstoffkosten gegenüber erdölba-sierten Energieträgern wie Diesel oder Benzin deutlich abgesenkt werden kön-nen sowie

− niedrige Fahrzeugpreise, akzeptable Reichweiten und kurze Tankstopps beim Kunden voraussichtlich eine hohe Akzeptanz erreichen können.

Methanol ist ferner in besonderer Weise geeignet, große Energiemengen für län-gere Zeiträume in der verfügbaren Infra-struktur [33] zu speichern. Der Erdölbe-vorratungsverband (EBV) hat hier die gesetzliche Aufgabe, für den Fall von Versorgungsstörungen ständig Bestände



Anmerkungen: 1. Obwohl die Mineralöl- zusammen mit den Autoindustrie im Rahmen der Initiative „Verkehrswirtschaftliche Energiestrategie“ im Jahr 2002 Methanol als attraktiven Energieträger einstufte, findet Methanol als Kraftstoff in den neuesten Studien der DENA [25] und von Prognos [26] keine Erwähnung; und dies, obwohl insbesondere der Verfahrensvergleich [17] zwischen der Synthesegasnutzung zur Produktion von Methanol bzw. Fischer-Tropsch-Kraftstoff Vorteile für die Methanolsynthese in Bezug auf

- Prozesswirkungsgrad, Einfachheit und Steuerbarkeit sowie - Investitionsbedarf ergab.

2. Das Treibhausgas-Potential von Erdgas (Methan) ist 28-mal höher als das von Kohlenstoffdioxid (CO2) [21]. Aus diesem Grunde wird die Freisetzung von Methan bei Entspannungsvorgängen nach dem Tanken sowie bei Leckagen und Unfällen als kritisch eingestuft.

3. Um den Energiebedarf für die synthetischen Kraftstoffe (Methanol, Fischer-Tropsch Kraftstoffe, Hochdruck-Erdgas und Hochdruck-Wasserstoffgas) zu minimieren und die Vergleichbarkeit zu ermöglichen, wird für alle Mobilitätskonzepte mindestens eine E-Mobilität von 77 % bis 2050 vorausgesetzt.

Kraftstoffkosten

Der derzeitige, marktgängige Methanol Preis von 380 € pro Tonne ist relativ hoch und damit auf Energiebasis etwa doppelt so teuer wie Erdöl; während ab 2010 der Rohölpreis pendelnd um 30 €/MWh stagniert, hat sich der Methanol Preis - offensichtlich getrieben durch die Nachfrage in Fernost - von ca. 40 auf 70 €/MWh nahezu verdoppelt. Im selben Zeitraum fiel der Gaspreis hingegen von 11,3 auf 8,5 €/MWh (Abb. 14).

Abb. 14 Marktpreis und Herstellungskosten von Methanol aus Erdgas Abb. 14 Marktpreis und Herstellungskosten von Methanol aus Erdgas



Die Herstellungskosten von Methanol aus Erdgas zeigt Abb. 15; sie liegen Anfang 2018 mit ca. 29 €/MWh unter denen für Rohöl (Abb. 14).

Abb. 15 Herstellungskosten von Methanol aus Erdgas [15]

Aktuell (Anfang 2018) steigt mit dem Rohölpreis auch der um Abgaben gemäß [27] bereinigte Preis für Superbenzin und Diesel auf 542 €/t bzw. 506 €/t; dies entspricht 45,2 €/MWh bzw. 42,9 €/MWh.

Wird Methanol aus Erdgas hergestellt, liegen die M100-Energiekosten zwischen ca. 30 €/MWh für neue bzw. ca. 20 €/MWh für abgeschriebene Anlagen. Der Kraftstoff Methanol, hergestellt aus Erdgas, ist damit mehr als 30 % bzw. 50 % preiswerter als fossile Kraftstoffe.

Abb. 16 zeigt, wie sich die Nettokosten für Kraftstoffe bzw. Strom für den gesamten Straßenverkehr in Deutschland bis 2050 entwickeln. Dabei wurde unterstellt, dass

1. der Preisanstieg für die fossilen Kraftstoffe 2 Prozent pro Jahr beträgt, 2. das aus Überschussstrom hergestellte grüne Methanol (M100) mit 80 % der

Stromkosten verrechnet wird und 3. das in der Übergangszeit aus Erdgas hergestellte Methanol gemäß Abb. 15

bepreist ist.

Abb. 15 Herstellungskosten von Methanol aus Erdgas [15] Was kostet klimaneutraler Straßenverkehr?


Abb. 16 Strom- und Kraftstoffkosten im Straßenverkehr der BRD von 2015 bis 2050

Man erkennt, dass die Nettokosten ohne Steuern und sonstige Abgaben von ca. 31 Milliarden € um ca. 30 % auf ca. 20 Milliarden € abgesenkt werden können, und dies obwohl sich Strom- und Gaspreis bis 2050 verdoppeln bzw. verdreifachen (Abb. 9).

Antriebskonzepte

Künftige Antriebe für PKW und NFZ müssen deutlich höhere Anforderungen hinsichtlich Energieeffizienz und CO2 Emissionen erfüllen. Nur so kann der sinkenden Akzeptanz von immer mehr Windkraftanlagen begegnet werden [28] und der Straßenverkehr einen notwendigen Beitrag zur Energiewende liefern.

Die Modellvielfalt macht eine Abschätzung der möglichen Energieeinsparung und CO2 Emissionsminderung künftiger Antriebskonzepte schwierig. Mit der Wahl eines für die BRD möglichst typischen Mittelklassemodells sollen daher die Auswirkungen der verschiedenen Antriebskonzepte auf Energieverbrauch und CO2 Emission abgeschätzt werden. Um den Zulassungsanteil besonders schwerer, verbrauchs- und emissionsintensiver SUV von z.Z. 25% zu berücksichtigen, kommt daher für die Vergleichsrechnung ein 2 Liter Diesel PKW als aktuelles Referenzfahrzeug zum Ansatz (BMW 320d, EU6 Abgasnorm). Trotz berechtigter Kritik an Herstellermessungen in normierten Prüfstands Fahrzyklus NEFZ wurden diese Verbrauchs- und Emissionsangaben für den Systemvergleich Antriebe herangezogen, da vergleichbare Messungen zu Verbräuchen und Emissionen im Kundenbetrieb nicht verfügbar sind. Bei Elektro- (EV) und Hybridfahrzeugen sind die Herstellerangaben unvollständig. Die

Abb. 16 Strom- und Kraftstoffkosten im Straßenverkehr in Deutschland von 2015 bis 2050

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ASPEKTE


an Erdöl und Erdölerzeugnissen in der Höhe von derzeit 24 Mio. Tonnen vorzu-halten. In einer zukünftigen Methanol-wirtschaft kann - z.B. für eine sogenann-ten Dunkelflaute von über 10 TWh [32] - Methanol in verfügbarer Infrastruktur gespeichert und damit Überschussener-gie aus Wind und Sonne einer volkswirt-schaftlich sinnvollen Verwendung zuzu-führt werden.

Literatur [1] Hedrich, K.; Kuczera, M.; Plass, L.: Klimaneutrale

Mobilität im Straßenverkehr, BWK, Bd. 70 (2018) Nr.4.

[2] https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/Pro-jekte/2017/Big_Picture/Agora_Big-Picture_WEB.pdf

[3] Status und Perspektiven flüssiger Energieträger in der Energiewende, Korrigierte Zusammenfassung Phase I, Stand 26.10.2017, Prognos, https://www.prognos.com/uploads/tx_atwpubdb/Prognos-Kurz-fassung_Fl%C3%BCssige_Energietr%C3%A4ger_Stand_26.10.2017.pdf

[4] h t t p s : / / w w w . m w v . d e / w p - c o n t e n t / u p -loads/2017/09/170918_Mineraloelwirtschaftsver-band_Jahresbericht-2017.pdf

[5] D. Lübbert, CO2-Bilanzen verschiedener Energieträ-ger im Vergleich – Deutscher Bundestag , Wissen-schaftliche Dienste; https://www.bundestag.de/blob/406432/c4cbd6c8c74ec40df8d9cda8fe2f-7dbb/wd-8-056-07-pdf-data.pdf

[6] Potenzialanalyse Überschussstrom für Power-to-Heat und Power-to-Gas, Gebäude-Energiewende Arbeitspapier 5, Senftenberg, M. Plenz, BTU-Cott-bus, 2016 Quellen: http://www.bundesnetza-gentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bun-desnetzagentur/Publikationen/Be-richte/2015/Moni-t o r i n g b e r i c h t _ 2 0 1 5 _ B A . p d f ? _ _blob=publicationFile&v=4 und https://www.bundes-

netza-gentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sach-gebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Datenaus-tauschUndMonitoring/Monitoring/Monito-ringbericht2016.pdf?__blob=publicationFile&v=2

[7] Climate Change 11/2016, CO2-Minderung im Stromsektor durch den Einsatz erneuerbarer Energi-en in den Jahren 2012 und 2013.

[8] E-Fuels-Study, The potential of electricity-based fu-els for low-emission transport in the EU; https://shop.dena.de/fileadmin/denashop/media/Down-loads_Dateien/verkehr/9219_E-FUELS-STUDY_The_potential_of_electricity_based_fuels_for_low_emission_transport_in_the_EU.pdf

[9] https://www-genesis.destatis.de/genesis/online;jsessionid=65670B73E1629ACB8F347C659CC4BCDE.tomcat_GO_1_1?operation=previous&levelindex=4&levelid=1522696176834&step=4

[10] https://www.finanz-tools.de/inflation/inflationsraten-deutschland.

[11] https://de.wikipedia.org/wiki/Die_Grenzen_des_Wachstums.

[12] Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V., Basisda-ten zur Bereitstellung elektrischer Energie, https://www.ffe.de/themen-und-methoden/erzeugung-und-markt/186-basisdaten-energietraeger.

[13] www.energy-charts.de[14] Bedeutung der Energieverfahrenstechnik für die

Energiewende, D. Stolten, Institut f. Elektrochemi-sche Verfahrenstechnik, Jahrestreffen ProcessNet-Fachgruppe Energieverfahrenstechnik 2017, 21.-22.3.2017.

[15] Methanol: The Basic Chemical and Energy Feed-stock of the Future, M. Bertau, H. Offermanns, L. Plass, F. Schmidt, H.J. Wernicke; Springer 2014, ISBN 978-3-642-39708-o

[16] http://windmonitor.iee.fraunhofer.de/windmonitor_de/3_Onshore/5_betriebsergebnisse/3_investiti-onskosten/

[17] Leible, L.; Kälber, S.; Kappler, G.: Systemanalyse zur Gaserzeugung aus Biomasse; KIT Scientific Reports

7580; 2011, https://www.ksp.kit.edu/9783866446564[18] Renewables in Transport 2050, FVV Kraftstoffstudie

II Final Report 1086-2016; http://www.fvv-net.de/en/download/renewables-in-transport-2050/rene-wables-in-transport-2050.html

[19] https://www.eps-pipeline.de/faq.html[20] http://www.ets.uni-duisburg-essen.de/download/

public/Freileitung_Kabel.pdf [21] https://de.wikipedia.org/wiki/Treibhauspotential[22] Nierhauve, B.: Auf der Suche nach alternativen

Kraftstoffen – Die Initiative „Verkehrswirtschaftliche Energiestrategie“; „f-cell Forum 2002“ in Stuttgart, 15. 10. 2002.

[23] A New Look at Methanol: Acceleration Petroleum Reduction and the Transition to Low Carbon Mobility, P. Wuebben, METHANOL INSTITUTE, 13.May 2016.

[24] Bossel, U.: Wasserstoff löst keine Energieprobleme, , European Fuel Cell Forum, Technikfolgenabschät-zung – Theorie und Praxis Nr.1, 15. Jg. April 2006.

[25] https://shop.dena.de/fileadmin/denashop/media/Downloads_Dateien/esd/9214_dena-Leitstudie-In-tegrierte-Energiewende_Zwischenfazit.pdf

[26] https://www.prognos.com/uploads/tx_atwpubdb/Prognos-Endbericht_Fluessige_Energietraeger_Web-final.pdf

[27] https://www.mwv.de/statistiken/preiszusammenset-zung/

[28] https://www.welt.de/debatte/kommentare/artic-le176336581/Christoph-M-Schmidt-Der-grosse-Konstruktionsfehler-der-Energiewende.html

[29] Schrader, C.: Die Ökobilanz der E-Mobilität, Spekt-rum der Wissenschaft, 5.18.

[30] https://www.adac.de/infotestrat/tests/crash-est/crash_gasauto/crash_erdgas.aspx?componentid=26006&sourcepageid=0

[31] Der CNG-König, VW Caddy Maxi, Gute Fahrt 01.2018.

[32] Buffering volatility: A Study on the limits of Germany`s energy revolution, Hans-Werner Sinn, European Economic Review 99 (2017) 130-150

[33] h t t p s : / / w w w . e b v - o i l . o r g / c m s / c m s 2 .asp?sid=60&nid=&cof=60

[34] Braunkohleverstromung kann sicher durch Gaskraft-werke ersetzt werden, Studien & Berichte, ERDÖl ERDGAS KOHLE Heft 9 2018.

Diskutieren Sie mit und schreiben Sie uns Ihre Meinung per Mail an [email protected]



Vergleichsrechnung zeigt deshalb Verbrauch und CO2 getrennt für rein elektrisches Fahren und Betrieb mit laufendem Ranger Extender Verbrennungsmotor.

Abb. 17 Systemvergleich möglicher Antriebsvarianten

Der Systemvergleich zeigt Antriebsvarianten auf (Abb. 17), die ohne zusätzliche Risiken die CO2 Emission des Referenzantriebs Dieselmotors deutlich unterschreiten. Wird ein Methanol Motor eingesetzt, ergeben sich Verbrauchs- und Emissionsvorteile. Auch Herstellkosten und Gewicht des Motors sinken. Die höhere spezifische Leistung des M100 Motors erlaubt den Einsatz eines kleineren Motors. Beispiel: ein 3 Zylinder M100 Motor ersetzt den gängigen 4 Zylinder Diesel gleichen Zylindervolumens.

Dieser Vergleich ist insofern wichtig, als diese Systemvorteile sich analog auch auf Dieselantriebe für Busse, Transporter bis 3,5 Tonnen, NFZ bis 7,5 Tonnen und schwere LKW übertragen lassen.

Das EV ist hinsichtlich Antriebswirkungsgrad unschlagbar gut. Allerdings eignet sich dieser Antrieb nur bei begrenzter Reichweite, z. Bsp. im Stadtbereich. Bei großen Reichweiten verschlechtern große Batterien Herstellkosten, Gewicht, Fahrleistung und Wirtschaftlichkeit. Berücksichtigt man zusätzlich die hohe CO2 Emission für die Herstellung dieser Batterien, wird auch die ECO Bilanz dieses Antriebs ungünstig [29]. Bei den Hybridantrieben haben wir uns auf den besonders effizienten seriellen Hybridantrieb mit Range Extender Motor (REEV) konzentriert. Hier setzen sich die Vorteile des leichten und effizienten M100 Motors fort.

CNG Antrieb und Wasserstoff Brennstoffzelle erhöhen das Leergewicht und haben Risiken auf Grund des gasförmigen Energieträgers, insbesondere wenn Fahrzeuge in

Systemvergleich

NEFZ Energiebedarf NEFZ CO2 Emission Lokale Emissionen Technische Reife Herstellkosten Risiken KundenakzeptanzkWh / 100km g / km Feinstaub, NOx, Lärm

Referenz Dieselmotor bzw Fischer-Tropsch Diesel

44116 = 100%, Ziel bis

2030: 95 g/km

Beim Kaltstart Feinstaub, NOx nicht manipulationssicher

Serie

Basis, teures und

aufwendiges Abgassystem

hohe CO2 Emission, manipulierbare

Abgasnachbehandlungdeutlich nachlassend

Abhängigkeit vom Import der Zellen,

mögliche Rohstoffengpässe

Hohe CO2 Emission für die Herstellung großer

Batterien

17 mit E-Motor, 85 % der Nutzung

66%, Verbesserung mit Kraftwerksmix

bis 2030

38 im RE Betrieb, 15 % der Nutzung

80%, ab 2035: CO2 neutral mit

grünem Methanol

Hochdruck-Erdgas (CNG) 50 96% keineeinige Modell sind

verfügbarhöher als

Dieselmotor

eingeschr. Sicherheit bei Unfällen d. 200 bar

Gasdruck, Methangasleckagen

erhöhen GHG-Potential

gering

Hochdruck-Wasserstoffgas für Brennstoffzelle

19 73% keine nur Kleinstserienangebotehohe Kosten für

Batterie und Brennstoffzelle

eingeschr. Sicherheit bei Unfällen durch 800

bar Gasdrucksehr gering

Legende bestsonstige Kommentare

mäßigkritisch

E-Mobilität, 500 km sichere Reichweite erfordert 100

kWh Batterie

niedrig wegen Ladezeiten >> 30 min,

selbst mit 350 kW Ladeleistung (100 kWh

Akkukapazität)

E-Mobilität (20 kWh Batterie), Range Extender

mit Methanolkeine

Antriebskomponenten sind bekannt, LKW mit

Methanolmotor in China in Serie, notwendige

Anwendungsoptimierung serienreif bis 2023

Batterie > 40 kWh sehr hohe

Herstellkosten

niedriger als Dieselmotor: kein

aufwendiges Abgassystem mit

zusätzlichem Tank und größerer Serie (nur halb soviele

Varianten, da keine Diesel +

Ottomotorbaureihen erforderlich)

Faktor 5 geringere Abhängigkeit vom Import der Zellen,

deshalb eher keine Rohstoffengpässe wie

bei E-Mobilität!

vermutlich hoch, da nur geringe

Umgewöhnung beim Tanken (Laden)

Energiebedarf und CO2 Emission PKW für BRD typischen 2 Liter Mittelklassewagen, Tankstopp < 10 Minuten für 500 km Reichweite

17

66% Verbesserung mit Kraftwerksmix bis

2030

keineBatterietechnologie

schwer, groß und teuer

Abb. 17 Systemvergleich möglicher Antriebsvarianten

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UNTERGRUNDGASSPEICHER


Energiewende: Wasserstoff zur Speicherung erneuerbarer EnergienEnergy transition: Hydrogen for the storage of renewable energy

Von. B. HAGEMANN*

AbstractIn 2017 the share of renewable energy in the German electricity sector reached

an all-time high of 36.1 %. However, the ba-lance of production and supply of energy in a conventional electricity network cannot solely depend on producers stemming from strongly fluctuating energy sources. Currently, over-ge-neration of electricity frequently occurs. New technologies, such as underground hydrogen storage, need to be established for the storage of electricity and sector coupling. This techno-logy allows for excessive electrical energy to be transformed into hydrogen through the pro-cess of electrolysis. One proposal is to add pro-duced hydrogen directly to the natural gas grid and subsequently into existing gas sto-rages as a hydrogen-natural gas mixture. Another suggestion would be to store pure hy-drogen in the subsurface to be later with-drawn and the energy can be reintroduced in-to the electrical grid or used as fuel or for heat production purposes. Due to the unique physical properties and the biological reactivity of hydrogen, it may beha-ve unpredictably in underground gas storages and may lead for unforeseen consequences. The doctoral thesis summarized in this article presents different analytical and numerical approaches to investigate the hydrodynamic and microbiological behavior in underground hydrogen storages. A mathematical model was developed for the bio-reactive transport in un-derground hydrogen storage. The model is based on continuum scale and couples compo-sitional two-phase flow with microbial growth and bio-chemical reactions within the porous medium. Related to the observed spatial and temporal variations of the gas composition in a former town gas storage the stability of the mathematical model was investigated. The re-sults show that in simulations under limit cyc-le and Turing conditions oscillating regimes arise. The mathematical model was imple-mented numerically on the basis of DuMux which is an open-source-code for the simulati-on of flow and transport processes in porous

media. Different storage scenarios were simu-lated which include the development of the storage and the subsequent cyclic injection and production over several years. It was shown that mechanical dispersion and bio-chemical reactions have an important influence in pre-dictive studies. In the simulated storage cycles it was observed that a significant amount of the stored hydrogen was transformed due to bio-chemical reactions.

KurzfassungMit einem Anteil von 36,1 % erneuer-barer Energien im Stromsektor wurde

2017 ein neuer Rekord erreicht. Lange lässt sich jedoch der steigende Anteil der stark fluk-tuierenden erneuerbaren Energien mit den herkömmlichen Methoden nicht mehr in das Stromnetz integrieren. Schon heute kommt es häufig zu Stromüberproduktionen. Neue Technologien, wie die Untergrundwasserstoff-speicherung, müssen für die Stromspeiche-rung und Sektorkopplung eingesetzt werden. Bei dieser Technologie wird überschüssige elektrische Energie durch Elektrolyse in Was-serstoff umgewandelt. In einem ersten Schritt könnte der so hergestellte Wasserstoff dem Erdgasnetz hinzufügt werden, was zur Folge hat, dass die vorhandenen Gasspeicher mit ei-nem Erdgas-Wasserstoff-Gemisch betrieben werden. Später kann in einem weiteren Schritt reiner Wasserstoff im Untergrund zwi-schengespeichert und zeitversetzt wieder ent-nommen werden. Durch Rückverstromung kann die Energie wieder dem Stromnetz zuge-

fügt werden oder in anderen Sektoren als Kraftstoff oder zur Wärmeproduktion genutzt werden.Durch die speziellen physikalischen Eigen-schaften und biologische Reaktionsfähigkeit des Wasserstoffs könnten sich Gasspeicher durch die Zumischung von Wasserstoff jedoch unerwartet verhalten. In der in diesem Artikel zusammengefassten Doktorarbeit wurden un-terschiedliche analytische und numerische Methoden angewandt, um das hydrodynami-sche und mikrobiologische Verhalten in Un-tergrundwasserstoffspeichern zu untersuchen.Ein mathematisches Modell wurde für den bioreaktiven Transport in Untergrundwasser-stoffspeichern entwickelt. Das Modell ist auf der Kontinuumsskala formuliert und koppelt die Mehrkomponenten-Zweiphasenströmung mit mikrobiellem Wachstum und biochemi-schen Reaktionen innerhalb des porösen Me-diums. Im Hinblick auf die beobachteten räumlichen und zeitlichen Schwankungen der Gaszusammensetzung in einem früheren Stadtgasspeicher ist die Stabilität des mathe-matischen Modells untersucht worden. Die Er-gebnisse zeigten, dass in numerischen Simula-tionen unter Grenzzyklus- und Turing-Bedin-gungen oszillierende Regime entstehen. Das mathematische Modell ist numerisch auf der Basis von DuMux, einem Open-Source-Code für die Simulation von Strömungs-und Trans-portprozessen in porösen Medien, implemen-tiert worden. Verschiedene Speicherszenarien wurden simuliert, welche die Errichtung des Speichers und die anschließende zyklische In-jektion und Produktion über mehrere Jahre

*B. Hagemann, TU Clausthal, Clausthal-Zellerfeld. Vortrag, gehalten anlässlich der DGMK/ÖGEW-Frühjahrstagung am 18./19. April 2018 in Celle. E-Mail: [email protected]


DGMK/ÖGEW-Frühjahrstagung 2018, Fachbereich Aufsuchung und Gewinnung, Celle

DGMK-Tagungsbericht 2018-1

Fortschritte sind bisher im Stromsektor erkennbar. Abbildung 1 zeigt die Entwicklung der verschiedenen Energiequellen für die Bruttostromerzeugung.

Abbildung 1: Entwicklung der Bruttostromerzeugung von 1990 bis 2017 [1]

Es lässt sich die steigende Nutzung von erneuerbaren Energiequellen und der kontinuierliche Rückgang der Kernenergie erkennen, dennoch leisten fossile Energieträger wie Kohle, Erdöl und Erdgas immer noch einen unverzichtbaren Anteil. Im Jahr 2017 war der Anteil erneuerbarer Energien im deutschen Stromnetz bereits bei 36,1% [3]. Dieser Rekordwert kam durch den fortschreitenden Ausbau von Wind- und Solarkraftwerken und die günstigen Wetterbedingungen zustande. Durch diesen hohen Anteil der stark fluktuierenden Energiequellen kommt es jedoch häufig zu Stromüberproduktionen, wie z.B. während des Sturmtiefs Herwart im Oktober 2017. Da im Stromnetz Produktion und Verbrauch zu jedem Zeitpunkt ausgeglichen sein müssen, wird der Strom in diesen Zeiträumen sogar mit negativen Preisen mit bis zu 80€/MWh gehandelt. Bei steigender Einbindung von erneuerbaren Energien wird diese Problematik immer häufiger vorkommen. Studien haben gezeigt, dass in den nächsten 10-20 Jahren bzw. bei einem Anteil erneubarer Energien von bis zu 50-60% die Schwankungen noch durch eine Steigerung der Flexibilität bei der Energieproduktion und Nachfrage ausgeglichen werden können [2]. Langfristig, bei einem Anteil der erneuerbaren Energien von über 80%, ist es hingegen unverzichtbar andere Lösungsansätze, wie z.B. Stromspeicher und Sektorkopplung, einzubinden. Während Stromspeicher die überschüssige Energie aufnehmen und zeitversetzt wieder in das Stromnetz abgeben, wird bei der Sektorkopplung die überschüssige Energie im Stromnetz in einem anderen Sektor wie z.B. im Wärme- oder Automobilsektor genutzt. Für die Stromspeicherung gibt es verschiedene Konzepte, die sich durch ihre Flexibilität, Speicherkapazität, Ausspeicherdauer und Effizienz stark unterscheiden. Da die Energieproduktion und die Nachfrage ebenfalls auf verschiedenen Zeitskalen schwanken, ist vermutlich eine Kombination aus verschiedenen Technologien sinnvoll.

Die Technologie der Untergrundwasserstoffspeicherung Die Untergrundwasserstoffspeicherung ist ein vielversprechender Lösungsansatz für den Ausgleich in der elektrischen Energieversorgung. Untergrundwasserstoffspeicher, in denen die Energie als chemische Energie gespeichert wird, weisen eine hohe Energiedichte auf und bieten somit die Möglichkeit, elektrische Energie langfristig oder sogar saisonal zu speichern [4]. Das Konzept ist in Abbildung 2 dargestellt. Die Technologie umfasst Elektrolyseanlagen, die übermäßig produzierte elektrische Energie verwenden, um Wasser in Sauerstoff und Wasserstoff zu spalten. Für die anschließende Speicherung und Nutzung von Wasserstoff stehen verschiedene Möglichkeiten zur Verfügung [5,6,7]. Es kann eine Rückverstromung

Abb. 1 Entwicklung der Bruttostromerzeugung von 1990 bis 2017 [3]

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umfassen. Es ist gezeigt worden, dass mecha-nische Dispersion und biochemische Reaktio-nen einen wichtigen Einfluss in Vorhersage-studien haben. In den simulierten Speicherzy-klen konnte beobachtet werden, dass ein signi-fikanter Anteil des gespeicherten Wasserstoffs durch biochemische Reaktionen umgewandelt wird.

EinleitungIm September 2010 hat die Bundes-regierung die Umsetzung eines neu-

en Energiekonzepts angekündigt. Die Ziele umfassen wesentliche Änderungen in der Energieversorgung bis 2050. Die Treib-hausgasemissionen sollen um 80–95 % ge-senkt, die erneuerbaren Energien um 60 % ausgebaut und der Primärenergiever-brauch um 50 % gesenkt werden [1]. Die größten Fortschritte sind bisher im Stromsektor erkennbar. Abbildung 1 zeigt die Entwicklung der verschiedenen Energiequellen für die Bruttostromer-zeugung.Es lässt sich die steigende Nutzung von erneuerbaren Energiequellen und der kontinuierliche Rückgang der Kernener-gie erkennen, dennoch leisten fossile Energieträger wie Kohle, Erdöl und Erd-gas immer noch einen unverzichtbaren Anteil.Im Jahr 2017 betrug der Anteil erneuer-barer Energien im deutschen Stromnetz bereits 36,1 % [3]. Dieser Rekordwert kam durch den fortschreitenden Ausbau von Wind- und Solarkraftwerken und die günstigen Wetterbedingungen zu-stande. Durch diesen hohen Anteil der stark fluktuierenden Energiequellen kommt es jedoch häufig zu Stromüber-produktionen, wie z. B. während des Sturmtiefs Herwart im Oktober 2017. Da im Stromnetz Produktion und Verbrauch zu jedem Zeitpunkt ausgeglichen sein müssen, wird der Strom in diesen Zeit-räumen sogar mit negativen Preisen mit bis zu 80 €/MWh gehandelt. Bei steigen-der Einbindung von erneuerbaren Ener-gien wird diese Problematik immer häu-figer vorkommen. Studien haben gezeigt, dass in den nächsten 10–20 Jahren bzw. bei einem Anteil erneubarer Energien

von bis zu 50–60 % die Schwankungen noch durch eine Steigerung der Flexibili-tät bei der Energieproduktion und Nach-frage ausgeglichen werden können [2]. Langfristig, bei einem Anteil der erneuer-baren Energien von über 80 %, ist es hingegen unverzichtbar andere Lösungs-ansätze, wie z. B. Stromspeicher und Sektorkopplung, einzubinden. Während Stromspeicher die überschüssige Energie aufnehmen und zeitversetzt wieder in das Stromnetz abgeben, wird bei der Sek-torkopplung die überschüssige Energie im Stromnetz in einem anderen Sektor wie z. B. im Wärme- oder Automobilsek-tor genutzt. Für die Stromspeicherung gibt es verschiedene Konzepte, die sich durch ihre Flexibilität, Speicherkapazität, Ausspeicherdauer und Effizienz stark un-terscheiden. Da die Energieproduktion und die Nachfrage ebenfalls auf verschie-denen Zeitskalen schwanken, ist vermut-lich eine Kombination aus verschiedenen Technologien sinnvoll.

Die Technologie der Untergrundwasser-stoffspeicherungDie Untergrundwasserstoffspeiche-

rung ist ein vielversprechender Lösungs-ansatz für den Ausgleich in der elektri-schen Energieversorgung. Untergrund-wasserstoffspeicher, in denen die Energie als chemische Energie gespeichert wird, weisen eine hohe Energiedichte auf und bieten somit die Möglichkeit, elektrische Energie langfristig oder sogar saisonal zu speichern [4]. Das Konzept ist in Abbil-dung 2 dargestellt. Die Technologie um-fasst Elektrolyseanlagen, die übermäßig produzierte elektrische Energie verwen-den, um Wasser in Sauerstoff und Was-serstoff zu spalten. Für die anschließende Speicherung und Nutzung von Wasser-stoff stehen verschiedene Möglichkeiten zur Verfügung [5–7]. Es kann eine Rück-verstromung oder die Verwendung in ei-nem anderen Sektor erfolgen:

− »Power-to-Gas«: Der erzeugte Wasser-stoff wird in das bestehende Erdgasnetz eingespeist. Untersuchungen haben ge-zeigt, dass Konzentrationen im einstel-ligen Prozentbereich annehmbar sind

[8]. Je nachdem, an welcher Stelle der Wasserstoff eingespeist wird, kann dies bedeuten, dass dadurch die bestehen-den unterirdischen Erdgasspeicher mit einer erhöhten Wasserstoffkonzentrati-on betrieben werden.

− »Power-to-Gas-to-Power«: Der Wasser-stoff wird unvermischt in Untergrund-formationen, z. B. ausgeförderten Erd-gas- oder Erdöllagerstätten, Aquiferen oder Salzkavernen, gespeichert. In Zei-ten eines hohen Energiebedarfs wird der Wasserstoff wieder entnommen und kann als Brennstoff für stationäre Brennstoffzellen oder Motorgenerato-ren, die an das Stromnetz angeschlos-sen sind, sowie für Brennstoffzellen-fahrzeuge genutzt werden.

Das Konzept der Speicherung von Gasen im Untergrund ist seit fast 100 Jahren etabliert und die Speicherung von Was-serstoff in Salzkavernen wird als prob-lemlos angesehen [9]. Solche Speicher werden bereits in Teesside, Großbritanni-en und Texas, USA betrieben. In Poren-speichern beschränken sich die meisten Erfahrungen auf Erdgas und Gasgemi-sche, z. B. Stadtgas. Bei Stadtgasspei-chern mit einer Wasserstoffkonzentrati-on von bis zu 50 % wurden teilweise Unregelmäßigkeiten beobachtet [10, 11]. Reduktionen des Gasvolumens und Schwankungen in der Gaszusammenset-zung wurden bei mehreren dieser Spei-cher festgestellt. In diesem Bereich be-steht definitiv Forschungsbedarf. Ver-schiedene Forschungsprojekte, wie z. B. die Verbundprojekte H2STORE und Hy-INTEGER unter Beteiligung der TU Clausthal, sind aus diesen Fragestellun-gen entstanden. Seit 2012 bzw. 2013 wird die Speicherung von Erdgas-Was-serstoff-Gemischen an zwei Standorten in Österreich und Argentinien erprobt [12, 13].Dieser Artikel umfasst zentralen Ergeb-nisse der Doktorarbeit »Numerical and Analytical Modeling of Gas Mixing and Bio-Reactive Transport during Under-ground Hydrogen Storage«.

Hydrodynamische EffekteBei den hydrodynamischen Effek-ten muss zwischen Aquiferen, die

zu Beginn nur mit Wasser bzw. Sole ge-sättigt sind, und ausgeförderten Erdgasla-gerstätten, welche eine Restgassättigung aufweisen, unterschieden werden.In Aquiferen wird während der Entwick-lungsphase ein gasgesättigter Bereich ge-bildet, wofür das Aquiferwasser ver-drängt werden muss. Die Effizienz der Verdrängung zwischen den zwei nahezu unmischbaren Fluiden hängt von mehre-ren Faktoren ab. Zum einen können durch eine instabile Verdrängungsfront bei einem ungünstigen Verhältnis der Mobilitäten viskose Finger entstehen.



oder die Verwendung in einem anderen Sektor erfolgen: „POWER-to-GAS“: Der erzeugte Wasserstoff wird in das bestehende Erdgasnetz

eingespeist. Untersuchungen haben gezeigt, dass Konzentrationen im einstelligen Prozentbereich annehmbar sind [8]. Je nachdem an welcher Stelle der Wasserstoff eingespeist wird, kann dies bedeuten, dass dadurch die bestehenden unterirdischen Erdgasspeicher mit einer erhöhten Wasserstoffkonzentration betrieben werden.

„POWER-to-GAS-to-POWER“: Der Wasserstoff wird unvermischt in Untergrundformationen, z.B. ausgeförderten Erdgas- oder Erdöllagerstätten, Aquiferen oder Salzkavernen, gespeichert. In Zeiten eines hohen Energiebedarfs wird der Wasserstoff wieder entnommen und kann als Brennstoff für stationäre Brennstoffzellen oder Motorgeneratoren, die an das Stromnetz angeschlossen sind, sowie für Brennstoffzellenfahrzeuge genutzt werden.

Abbildung 2: "POWER-to-GAS" (links) und "POWER-to-GAS-to-POWER" (rechts)

Das Konzept der Speicherung von Gasen im Untergrund ist seit fast 100 Jahren etabliert und die Speicherung von Wasserstoff in Salzkavernen wird als problemlos angesehen [9]. Solche Speicher werden bereits in Teesside, Großbritannien und Texas, USA betrieben. In Porenspeichern beschränken sich die meisten Erfahrungen auf Erdgas und Gasgemische, z.B. Stadtgas. Bei Stadtgasspeichern mit einer Wasserstoffkonzentration von bis zu 50% wurden teilweise Unregelmäßigkeiten beobachtet [10,11]. Reduktionen des Gasvolumens und Schwankungen in der Gaszusammensetzung wurden bei mehreren dieser Speicher festgestellt. In diesem Bereich besteht definitiv Forschungsbedarf. Verschiedene Forschungsprojekte, wie z.B. die Verbundprojekte H2STORE und HyINTEGER unter Beteiligung der TU Clausthal, sind aus diesen Fragestellungen entstanden. Seit 2012 bzw. 2013 wird die Speicherung von Erdgas-Wasserstoffgemischen an zwei Standorten in Österreich und Argentinien erprobt [12,13]. Dieser Artikel umfasst eine Zusammenfassung der zentralen Ergebnisse der Doktorarbeit „Numerical and Analytical Modeling of Gas Mixing and Bio-Reactive Transport during Underground Hydrogen Storage“. Weitere Details zu den Ergebnissen und der Methodik können in [14] gefunden werden.

Hydrodynamische Effekte Bei den hydrodynamischen Effekten muss zwischen Aquiferen, die zu Beginn nur mit Wasser bzw. Sole gesättigt sind und ausgeförderte Erdgaslagerstätten, welche eine Restgassättigung aufweisen, unterschieden werden. In Aquiferen wird während der Entwicklungsphase ein gasgesättigter Bereich gebildet, wofür

Abb. 2 »Power-to-Gas« (links) und »Power-to-Gas-to-Power« (rechts)




Für das System Wasserstoff–Wasser ergab eine Schätzung ein Mobilitätsverhältnis zwischen 2 und 5, womit eine instabile Verdrängung und die Bildung von visko-sen Fingern zu erwarten ist. Außerdem besteht durch die sehr geringe Dichte von Wasserstoff die Tendenz zu einer schwerkraftgetriebenen Segregation. Bei diesem Effekt wird die Verdrängungs-front ebenfalls instabil. Wenn bei der In-jektion eine kritische Strömungsge-schwindigkeit überschritten wird, über-strömt der Wasserstoff das Wasser und breitet sich hauptsächlich im oberen Be-reich der Lagerstätte aus, wodurch Gas-verluste über den tiefsten Punkt der Struktur hinaus entstehen können.Ausgeförderte Erdgaslagerstätten haben hingegen häufig eine hohe Restgassätti-gung. Die Verdrängung des mit Wasser-stoff vollständig mischbaren Restgases verursacht eine Vermischung an der Ver-drängungsfront. Diese Vermischung wird durch Heterogenitäten und Anisotropien des porösen Mediums und Mobilitätsver-hältnisse, Dichteunterschiede, molekula-re Diffusion und mechanische Dispersion zwischen den verschiedenen Gasen be-einflusst [15]. Bei den zu erwartenden Strömungsgeschwindigkeiten in Gasspei-chern ist die Berücksichtigung der me-chanischen Dispersion wichtig, da diese einen deutlich größeren Einfluss haben kann als die strömungsunabhängige mo-lekulare Diffusion.Der Betrieb von Untergrundwasserstoff-speichern erfolgt zyklisch mit abwech-selnden Phasen von Injektion, Entnahme und Leerlauf. Die treibende Kraft wäh-rend des Betriebs ist die Kompression und Expansion der Gases. Eine bestimm-te Menge des Gases bleibt dabei immer in der Lagerstätte als sogenanntes Kissen-gas. Während des Betriebs können Misch-prozesse zwischen verschiedenen Gasen weiterhin von Bedeutung sein, z. B. wenn das Restgas nicht vollständig verdrängt wurde oder wenn ein alternatives Gas als Kissengas verwendet wird (z. B. N2

oder CO

2 [15–17]).

Mikrobiologische ProzesseMikroorganismen sind in den meisten Untergrundstrukturen bis

in eine Teufe von über 1.000 m vorhan-den. Die Injektion von Wasserstoff könn-te den Stoffwechsel vorhandener mikro-bieller Spezies stimulieren. Mikrobielle Spezies, die Wasserstoff als Substrat ver-wenden können, werden als hydrogeno-troph bezeichnet. Die damit verbundene Zellteilung führt zu einem Wachstum der mikrobiellen Populationen, die im porö-sen Gestein, als Biofilm verbunden mit einer Oberfläche oder frei schwimmend in der Wasserphase, leben. Ein Beweis für dieses Verhalten ist z. B. die Aktivität methanogener Archaeen, welche in eini-

gen der ehemaligen Stadtgasspeicher be-obachtet wurde. Methanogene Mikroor-ganismen gewinnen ihre Energie durch folgende Reaktion:

2 2 4 24 2CO H CH H O+ → +

Ebenfalls wurde die Aktivität von sulfat-reduzierenden Bakterien in Stadtgas- und Erdgasspeichern beobachtet, welche ihre Energie durch folgende metaboli-sche Reaktion gewinnen:

24 2 2 25 4SO H H S H O− + → +

Indikationen sind, wie in der Reaktions-gleichung zu erkennen, die Produktion von H

2S und die daraus resultierenden

Korrosionsprobleme [18]. Andere Quel-len geben Hinweise, dass auch homoace-togene und eisenreduzierende Bakterien stimuliert werden und Wasserstoff für ihren Stoffwechsel nutzen können [19, 20]. Mikrobiologische Reaktionen kön-nen somit zu Reduktionen des gespei-cherten Wasserstoffs führen bzw. die Zu-sammensetzung des gespeicherten Gases verändern.

Mathematische Modellierung des bioreaktiven ZweiphasenflussesDie Verknüpfung zwischen den

hydrodynamischen Prozessen und der mikrobiologischen Umsetzung in der La-gerstätte resultiert in einem stark gekop-pelten dynamischen System [21]. Ver-schiedene mathematische Modelle, die das gekoppelte Verhalten von Grundwas-ser- und Gasspeicheranwendungen wi-derspiegeln, sind in der Literatur vorhan-den. Die Modelle sind jedoch sehr unter-schiedlich was die berücksichtigten Pro-zesse, die Längenskala und die Zeitskala betrifft.In dieser Arbeit wurde ein neues mathe-matisches Modell speziell für die Unter-grundwasserstoffspeicherung entwickelt [23]. Es berücksichtigt den Stoffwechsel von vier hydrogenotrophen mikrobiellen Spezies und umfasst den Fluss und Trans-port von sieben Komponenten in zwei mobilen Phasen und zwei Gesteinskom-ponenten. Das mathematische Modell besteht aus zwei Gruppen von Bilanz-gleichungen. Die erste Gleichungsgruppe ist die Popu-lationsdynamik für alle beteiligten mik-robiellen Spezies (methanogene Ar-chaeen, homoacetogene Bakterien, sul-fatreduzierende Bakterien und eisenre-duzierende Bakterien):

/

( )m

Transport DiffusionWachstum Zerfall

n growth decaym mm m m mt D nn nψ ψ∂

= − +∂

∇⋅ ∇⋅ ⋅

n mikrobielle Dichte [1/m3]ψgrowth Wachstumsfunktion [1/s]ψdecay Zerfallsfunktion [1/s]D mikrobieller Diffusionskoeffizient

[m2/s]

Die zweite Gruppe ist die molare Bilanz für alle beteiligten chemischen Kompo-nenten (H

2, CO

2, CH

4, H

2O, H

2S,

CH3COOH, SO

42-):

_

, , , ,/ _

,

(

ˆ ˆ( ( ) ( ))

( ( ) ( ) )

k kg g g w w w

rgk k rwg g g g w w w w

g wAdvektiver Transport

k k k k k kg diff g disp g g w diff w disp w w

Diffusiver dispersiver Transport

growthk mm m

m m c

c S c St

Kk Kkc P g c P g

D D c D D c

nY

ρ ρφ

ρ ρ ρ ρµ µ

ρ ρ

ψφ γ

∂ +

∂

+∇ ⋅ ⋅ ∇ − − ⋅ ∇ −

+∇⋅ − + ∇ − + ∇

= ∑_ ReBiochemische aktionen

ϕ Porosität [-]ρ molare Dichte [mol/m3]c molare Konzentration [-]S Sättigung [-]K Permeabilität [m2]k

r relative Permeabilität [-]

μ dynamische Viskosität [Pa*s]P Druck [Pa]ρ̂ Dichte [kg/m3]g Erdbeschleunigung [m/s2]D

diff effektive molekularer Diffusions-

koeffizient [m2/s]D

disp effektiver mechanischer Dispersi-

onskoeffizient [m2/s]γ stöchiometrischer Koeffizient [-]Y Yieldkoeffizient [1/mol]

Die Kopplung beider Gleichungsgruppen entsteht durch den Term der biochemi-schen Reaktionen, welcher einen pro-portionalen Zusammenhang mit dem mikrobiellen Wachstum und der Popula-tionsgröße hat.Für die Formulierung der Wachstums-funktion (ψgrowth) wurden erschiedene substratlimitierte Modelle miteinander verglichen. Parameter für die mikrobielle Populationsdynamik und die biochemi-schen Reaktionen wurden in der Litera-tur gesucht und zusammengefasst.

Stabilität des mathematischen ModellsIn Bezug auf das unerwartete Ver-halten, welches für den Stadtgas-

speicher in einer antiklinalen Aquifer-struktur in der Nähe von Lobodice (Tschechische Republik) berichtet wurde, ist die Stabilität des Gleichungssystems untersucht worden. Dafür wurde das mathematische Modell auf ein System von zwei gewöhnlichen Differentialglei-chungen reduziert und anhand der The-orie für Differentialgleichungen analy-siert.Wenn zwei Substrate (H

2 und CO

2) inji-

ziert werden, führt der methanogene Metabolismus zu einer kontinuierlichen Umsetzung in CH

4 und H

2O. Wenn die

mittleren Injektions- und Produktionsra-ten identisch mit den Raten der bioche-mischen Reaktion sind, befindet sich die




Lagerstätte in einem Gleichgewichtszu-stand. Abhängig von der Stabilität des Gleichgewichtspunktes zeigt die Lager-stätte unterschiedliche dynamische Ver-haltensweisen.Es wurde gezeigt, dass das reduzierte Gleichungssystem einen instabilen oder stabilen Gleichgewichtspunkt haben kann. Die mittlere Injektions- bzw. Pro-duktionsrate q kann als Parameter ver-wendet werden, um dieses Verhalten zu kontrollieren. In einem gewissen Bereich für q erscheint ein stabiler Grenzzyklus, der den Gleichgewichtspunkt umläuft. In der Literatur wird dieses Verhalten als Hopf-Bifurkation bezeichnet.Die Möglichkeit einer Turinginstabilität wurde aus einem reduzierten Reaktions-Diffusions-Modell mit zwei Gleichungen abgeleitet. Anhand der hergeleiteten Tu-ringbedingungen kann der Wertebereich für q bestimmt werden, der zu einer Tu-ringinstabilität führt.Numerische Simulationen des vollständi-gen Modells für den bioreaktiven Zwei-phasentransport wurden unter den her-geleiteten Bedingungen durchgeführt. Unter Grenzzyklusbedingungen zeigt die vereinfachte Lagerstätte zeitliche Oszilla-tionen in der mikrobiellen Dichte und den Gasphasenkonzentrationen. Unter Turingbedingungen zeigen die Ergebnisse räumliche Oszillationen. In Abbildung 3 und Abbildung 4 wird die zeitliche Ent-wicklung der mikrobiellen Dichte und der Wasserstoffkonzentration gezeigt. Dabei können verschiedene räumliche Muster mit abwechselnden Bereichen hoher mikrobieller Dichte oder hoher

Wasserstoffkonzentration beobachtet werden.

Numerische Modellierung von Speicher-zyklenFür die Modellierung von Trans-

portprozessen in Untergrundwasserstoff-speichern stehen verschiedene numeri-sche Werkzeuge zur Verfügung. Die Aus-wahl reicht von kommerziellen Soft-warepaketen aus der Erdölindustrie über kombinierte kommerzielle und wissen-schaftliche Softwarepakete bis hin zu Open-Source-Codes, die in der Regel nur im wissenschaftlichen Bereich ange-wandt werden. Jedoch ist keines dieser Tools in seiner ursprünglichen Version in der Lage, alle relevanten Prozesse zu mo-dellieren. Folglich ist es sinnvoll, ein Werkzeug zu verwenden, für das der Quellcode verfügbar ist und Anpassun-gen im mathematischen Modell möglich sind. Die Auswahl für diese Doktorarbeit war DuMux [22], welches für die Imple-mentierung eines bioreaktiven Trans-portmodells für Untergrundwasserstoff-speicher am geeignetsten erschien.Die zugrundeliegenden Gleichungen in DuMux wurden adaptiert und Anpassun-gen hinsichtlich der zusätzlichen Kom-ponenten und des Gitters wurden durch-geführt. Zusätzlich sind mehrere neue Algorithmen, z. B. für die Speicherinitia-lisierung, die Fluidinjektion/-produktion und die Nachverarbeitung, implemen-tiert worden.Ein simuliertes Speicherszenario in einer zweidimensionalen synthetischen Lager-

stätte zeigt, dass in vorhersagenden Si-mulationsstudien die mechanische Dis-persion und die biochemischen Reaktio-nen bedeutend sein können [23]. Die Mischzone zwischen dem initialen und dem injizierten Gas ist viel größer, wenn die mechanische Dispersion in der Simu-lation berücksichtigt wird (Abb. 5).Infolgedessen ist die vorhergesagte Was-serstoffkonzentration im produzierten Gas um 15 Prozentpunkte geringer als in der Simulation ohne mechanische Dis-persion.In einer gekoppelten bioreaktiven Simu-lation beginnen mikrobielle Populatio-nen zu wachsen, wenn Wasserstoff in die Lagerstätte injiziert wird. Der anfänglich auftretende Bereich, mit einer hohen mi-krobiellen Dichte um den Injektions-punkt, breitet sich ähnlich einer Welle in der Lagerstätte aus (Abb. 6).Die höchste mikrobielle Aktivität befin-det sich immer an der H

2-Konzentrati-

onsfront, an welcher die Mikroorganis-men Zugang zu beiden Substraten ha-ben. Die biochemischen Reaktionen füh-ren zu beträchtlichen Produktionen von CH

4 und H

2S in der Lagerstätte. In Abbil-

dung 7 wird die H2-Konzentration im zu-

rückproduzierten Gasstrom für drei ver-schiedene Simulationsstudien vergli-chen. Die erste Simulationsstudie be-rücksichtigt nur die herkömmlichen hydrodynamischen Effekte (blau). In den beiden anderen Simulationen sind je-weils die mechanische Dispersion (grün) und die gekoppelten bioreaktiven Pro-zesse (schwarz) zusätzlich berücksichtigt worden. In der gekoppelten bioreaktiven



Abbildung 3: Zeitliche Entwicklung der mikrobiellen Dichte in der Lagerstätte

Abb. 3 Zeitliche Entwicklung der mikrobiellen Dichte in der Lagerstätte



Abbildung 4: Zeitliche Entwicklung der Wasserstoffkonzentration in der Gasphase

Numerische Modellierung von Speicherzyklen Für die Modellierung von Transportprozessen in Untergrundwasserstoffspeichern stehen verschiedene numerische Werkzeuge zur Verfügung. Die Auswahl reicht von kommerziellen Softwarepaketen aus der Erdölindustrie über kombinierte kommerzielle und wissenschaftliche Softwarepakete bis hin zu Open-Source-Codes, die in der Regel nur im wissenschaftlichen Bereich angewandt werden. Jedoch ist keines dieser Tools in seiner ursprünglichen Version in der Lage, alle relevanten Prozesse zu modellieren. Folglich ist es sinnvoll, ein Werkzeug zu verwenden, für das der Quellcode verfügbar ist und Anpassungen im mathematischen Modell möglich sind. Die Auswahl für diese Doktorarbeit war DuMux [22], welches für die Implementierung eines bioreaktiven Transportmodells für Untergrundwasserstoffspeicher am geeignetsten erschien. Die zugrundeliegenden Gleichungen in DuMux wurden adaptiert und Anpassungen hinsichtlich der zusätzlichen Komponenten und des Gitters wurden durchgeführt. Zusätzlich sind mehrere neue Algorithmen, z.B. für die Speicherinitialisierung, die Fluidinjektion/-produktion und die Nachverarbeitung, implementiert worden. Ein simuliertes Speicherszenario in einer zweidimensionalen synthetischen Lagerstätte zeigt, dass in vorhersagenden Simulationsstudien die mechanische Dispersion und die biochemischen Reaktionen bedeutend sein können. Die Mischzone zwischen dem initialen und dem injizierten Gas ist viel größer, wenn die mechanische Dispersion in der Simulation berücksichtigt wird (siehe Abbildung 5).

Abb. 4 Zeitliche Entwicklung der Wasserstoffkonzentration in der Gasphase



Abbildung 5: Wasserstoffkonzentration in der Gasphase nach der Injektionsperiode ohne mechanische Dispersion (links) und mit mechanischer Dispersion (rechts)

Infolgedessen ist die vorhergesagte Wasserstoffkonzentration im produzieren Gas um 15 Prozentpunkte geringer als in der Simulation ohne mechanische Dispersion. In einer gekoppelten bioreaktiven Simulation beginnen mikrobielle Populationen zu wachsen, wenn Wasserstoff in die Lagerstätte injiziert wird. Der anfänglich auftretende Bereich, mit einer hohen mikrobiellen Dichte um den Injektionspunkt, breitet sich ähnlich einer Welle in der Lagerstätte aus (siehe Abbildung 6).

Abbildung 6: Dichte der methanogenen Archaeen kurz nach Beginn der Injektion (links) und nach der ersten Injektionsperiode (rechts)

Die höchste mikrobielle Aktivität befindet sich immer an der H2-Konzentrationsfront, an welcher die Mikroorganismen Zugang zu beiden Substraten haben. Die biochemischen Reaktionen führen zu beträchtlichen Produktionen von CH4 und H2S in der Lagerstätte. In Abbildung 7 wird die H2-Konzentration im zurückproduzierten Gasstrom für drei verschiedene Simulationsstudien verglichen. Die erste Simulationsstudie berücksichtigt nur die herkömmlichen hydrodynamischen Effekte (blau). In den beiden anderen Simulationen sind jeweils die mechanische Dispersion (grün) und die gekoppelten bioreaktiven Prozesse (schwarz) zusätzlich berücksichtigt worden. In der gekoppelten bioreaktiven Simulation ist die H2-Konzentration im produzierten Gas viel geringer als in der Simulation ohne biochemische Effekte. Eine geringe Menge an H2S wird ebenfalls mitgefördert.

Abb. 5 Wasserstoffkonzentration in der Gasphase nach der Injektions-periode ohne mechanische Dispersion (links) und mit mechani-scher Dispersion (rechts)



Abbildung 5: Wasserstoffkonzentration in der Gasphase nach der Injektionsperiode ohne mechanische Dispersion (links) und mit mechanischer Dispersion (rechts)

Infolgedessen ist die vorhergesagte Wasserstoffkonzentration im produzieren Gas um 15 Prozentpunkte geringer als in der Simulation ohne mechanische Dispersion. In einer gekoppelten bioreaktiven Simulation beginnen mikrobielle Populationen zu wachsen, wenn Wasserstoff in die Lagerstätte injiziert wird. Der anfänglich auftretende Bereich, mit einer hohen mikrobiellen Dichte um den Injektionspunkt, breitet sich ähnlich einer Welle in der Lagerstätte aus (siehe Abbildung 6).

Abbildung 6: Dichte der methanogenen Archaeen kurz nach Beginn der Injektion (links) und nach der ersten Injektionsperiode (rechts)

Die höchste mikrobielle Aktivität befindet sich immer an der H2-Konzentrationsfront, an welcher die Mikroorganismen Zugang zu beiden Substraten haben. Die biochemischen Reaktionen führen zu beträchtlichen Produktionen von CH4 und H2S in der Lagerstätte. In Abbildung 7 wird die H2-Konzentration im zurückproduzierten Gasstrom für drei verschiedene Simulationsstudien verglichen. Die erste Simulationsstudie berücksichtigt nur die herkömmlichen hydrodynamischen Effekte (blau). In den beiden anderen Simulationen sind jeweils die mechanische Dispersion (grün) und die gekoppelten bioreaktiven Prozesse (schwarz) zusätzlich berücksichtigt worden. In der gekoppelten bioreaktiven Simulation ist die H2-Konzentration im produzierten Gas viel geringer als in der Simulation ohne biochemische Effekte. Eine geringe Menge an H2S wird ebenfalls mitgefördert.

Abb. 6 Dichte der methanogenen Archaeen kurz nach Beginn der Injektion (links) und nach der ersten Injektionsperiode (rechts)




Simulation ist die H2-Konzentration im

produzierten Gas viel geringer als in der Simulation ohne biochemische Effekte. Eine geringe Menge an H

2S wird eben-

falls mitgefördert.Ein realistisches Speicherszenario wurde in einem dreidimensionalen Gittermodell simuliert (Abb. 8). Zwei verschiedene Szenarien wurden miteinander vergli-chen. Im ersten Speicherszenario wird reiner Wasserstoff injiziert. Im zweiten Szenario wird hingegen eine Mischung aus 95 % H

2 und 5 % CO

2 injiziert. Die

Simulationen zeigen, dass das Verhalten in Abhängigkeit von der injizierten Gas-zusammensetzung charakteristisch un-terschiedlich sein kann. In Abbildung 9 werden die Reaktionsraten der beiden Szenarien miteinander verglichen. Wenn reiner Wasserstoff injiziert wird, haben nur zu Beginn biochemische Reaktionen einen starken Einfluss. Der Elektronen-akzeptor (in diesem Fall CO

2) ist sehr

schnell verbraucht und die Reaktionsge-schwindigkeiten werden niedrig. Der re-sultierende kumulative Wasserstoffver-brauch während der dreijährigen Simu-lation beträgt ungefähr 3,3 % der inji-zierten Menge. Wenn jedoch ein Gasgemisch aus H

2 und CO

2 injiziert

wurde, blieben die biochemischen Reak-tionsraten hoch, da die Lagerstätte wäh-rend jeder Injektionsphase mit beiden Substraten aufgefüllt wird. In diesem Fall beläuft sich der metabolisierte Wasser-stoff über drei Jahre auf etwa 28 % der injizierten Menge. Die Umwandlung des Wasserstoffs bedeutet jedoch nicht, dass die darin gespeicherte Energie vollstän-dig verloren geht. Da aus 4 Mol Wasser-stoff jeweils 1 Mol Methan entsteht, wel-

ches einen dreimal so großen Energiege-halt hat, geht nur ungefähr ein Sechstel der Energie verloren. Der positive Ne-beneffekt dieser Reaktion ist, dass diesel-be Energiemenge in einem deutlich klei-neren Volumen gespeichert werden kann und somit die Kapazität des Speichers zunimmt.

Fazit − Die Energiewende fordert den Ein-satz neuer Technologien für die Zwi-

schenspeicherung von Strom. Langfris-tig, d. h. bei einem Anteil der erneuer-baren Energien von über 80 %, werden Stromspeicher unverzichtbar. Deshalb ist es schon heute notwendig neue Speichertechnologien zu erforschen und den Einsatz zu erproben.

− Im Vergleich zu der Untergrundspei-cherung von Erdgas, welche seit vielen Jahren etabliert ist, zeigt die Unter-grundwasserstoffspeicherung einige si-gnifikante Unterschiede. Wasserstoff hat eine sehr geringe Dichte und Visko-sität, wodurch der Verdrängungsprozess von Wasser instabil sein kann und Ef-fekte wie z. B. »viscous fingering« und »gravity overriding« auftreten. Wenn hingegen ein Restgas verdrängt wird, findet eine starke Vermischung der Ga-se mit verschiedenen Zusammenset-zungen statt. Zusätzlich zu den hydro-dynamischen Effekten ist Wasserstoff ein geeigneter Elektronendonator für den Stoffwechsel verschiedener mikro-bieller Spezies, welche sich häufig in Untergrundstrukturen befinden. Folg-lich stimuliert die Injektion von Was-serstoff die Aktivität der Mikroorganis-

men und Probleme können entstehen. Vier verschiedene hydrogenotrophe Spezies können für Wasserstoffspei-cher von Bedeu-tung sein: metha-nogene Archaeen, homoace togene Bakterien, sulfatre-duzierende Bakte-rien und eisenre-duzierende Bakte-rien. All diese Pro-zesse müssen bei der numerischen

Modellierung von Wasserstoff-speicheroperationen berücksichtigt wer-den. In der originalen Version ist jedoch keines der existierenden Modellie-rungswerkzeuge für Fluss- und Trans-portprozesse in Untergrundstrukturen in der Lage alle Prozesse wiederzuspie-geln.

− Ein mathematisches Modell für die bio-reaktive Zweiphasenströmung in Un-tergrundwasserstoffspeichern wurde im Kontinuumsmaßstab entwickelt. Das Modell koppelt die hydrodynamischen Prozesse (Advektion, molekulare Diffu-sion und mechanische Dispersion) mit der mikrobiellen Populationsdynamik und biochemischen Reaktionen. Vier metabolische Prozesse sind enthalten: Methanogenese, Sulfatreduktion, Ho-moacetogenese und Eisenreduktion. Parameter für die mikrobiologischen Effekte wurden aus einer Literaturre-cherche bereitgestellt.

− In Bezug auf die Beobachtungen bei ei-nem ehemaligen Stadtgasspeicher ist die Stabilität des gekoppelten mathe-matischen Modells untersucht worden. Die analytische Analyse zeigt die Mög-lichkeit zeitlicher und räumlicher Schwankungen in den Gaskomponen-tenkonzentrationen und der mikrobiel-len Dichte, wenn eine Mischung aus H

2

und CO2 injiziert wird. Numerische Si-

mulationen unter bestimmten abgelei-teten Bedingungen haben dieses Ver-halten demonstriert. Auf diese Weise verhält sich der Untergrundspeicher wie ein Bioreaktor.

− Das mathematische Modell für den bio-reaktiven Zweiphasentransport in Un-tergrundwasserstoffspeichern wurde numerisch auf der Grundlage von Du-Mux implementiert. Mehrere Simulati-onsstudien sind in synthetischen zwei-dimensionalen und in realistischen dreidimensionalen geologischen Mo-dellen durchgeführt worden. Die Simu-lation verschiedener Speicherszenarien hat bewiesen, dass mechanische Disper-sion und biochemische Reaktionen ei-nen wichtigen Einfluss in Vorhersage-studien haben. Signifikante Mengen des gespeicherten Wasserstoffs können durch biochemische Reaktionen umge-wandelt werden. Insbesondere ist die metabolisierte Wasserstoffmenge groß, wenn ein Gasgemisch aus H

2 und CO

2

injiziert wird. Ebenfalls wurde in einer



Abbildung 7: Wasserstoffkonzentration im produzierten Gasstrom

Ein realistisches Speicherszenario wurde in einem dreidimensionalen Gittermodell simuliert (siehe Abbildung 8).

Abbildung 8: Wasserstoffkonzentration (links) und Dichte der methanogenen Archaeen (rechts) in der Lagerstätte

nach 14 Monaten Simulationszeit

Zwei verschiedene Szenarien wurden miteinander verglichen. Im ersten Speicherszenario wird reiner Wasserstoff injiziert. Im zweiten Szenario wird hingegen eine Mischung aus 95% H2 und 5% CO2 injiziert. Die Simulationen zeigen, dass das Verhalten in Abhängigkeit von der injizierten Gaszusammensetzung charakteristisch unterschiedlich sein kann. In Abbildung 9 werden die Reaktionsraten der beiden Szenarien miteinander verglichen. Wenn reiner Wasserstoff injiziert wird, haben nur zu Beginn biochemische Reaktionen einen starken Einfluss. Der Elektronenakzeptor (in diesem Fall CO2) ist sehr schnell verbraucht und die Reaktionsgeschwindigkeiten werden niedrig. Der resultierende kumulative Wasserstoffverbrauch während der dreijährigen Simulation beträgt ungefähr 3,3% der injizierten Menge. Wenn jedoch ein Gasgemisch aus H2 und CO2 injiziert wurde, blieben die biochemischen Reaktionsraten hoch, da die Lagerstätte während jeder Injektionsphase mit beiden Substraten aufgefüllt wird. In diesem Fall beläuft sich der metabolisierte Wasserstoff über drei Jahre auf etwa 28% der injizierten Menge. Die Umwandlung des Wasserstoffs bedeutet jedoch nicht, dass die darin gespeicherte Energie vollständig verloren geht. Da aus 4 Mol Wasserstoff jeweils 1 Mol Methan entsteht, welches einen dreimal so großen Energiegehalt hat, geht nur ungefähr ein Sechstel der Energie verloren. Der positive Nebeneffekt dieser Reaktion ist, dass dieselbe Energiemenge in einem deutlich kleineren Volumen gespeichert werden kann und somit die Kapazität des Speichers zunimmt.

Abb. 7 Wasserstoffkonzentration im produzierten Gasstrom



Abbildung 7: Wasserstoffkonzentration im produzierten Gasstrom

Ein realistisches Speicherszenario wurde in einem dreidimensionalen Gittermodell simuliert (siehe Abbildung 8).

Abbildung 8: Wasserstoffkonzentration (links) und Dichte der methanogenen Archaeen (rechts) in der Lagerstätte

nach 14 Monaten Simulationszeit

Zwei verschiedene Szenarien wurden miteinander verglichen. Im ersten Speicherszenario wird reiner Wasserstoff injiziert. Im zweiten Szenario wird hingegen eine Mischung aus 95% H2 und 5% CO2 injiziert. Die Simulationen zeigen, dass das Verhalten in Abhängigkeit von der injizierten Gaszusammensetzung charakteristisch unterschiedlich sein kann. In Abbildung 9 werden die Reaktionsraten der beiden Szenarien miteinander verglichen. Wenn reiner Wasserstoff injiziert wird, haben nur zu Beginn biochemische Reaktionen einen starken Einfluss. Der Elektronenakzeptor (in diesem Fall CO2) ist sehr schnell verbraucht und die Reaktionsgeschwindigkeiten werden niedrig. Der resultierende kumulative Wasserstoffverbrauch während der dreijährigen Simulation beträgt ungefähr 3,3% der injizierten Menge. Wenn jedoch ein Gasgemisch aus H2 und CO2 injiziert wurde, blieben die biochemischen Reaktionsraten hoch, da die Lagerstätte während jeder Injektionsphase mit beiden Substraten aufgefüllt wird. In diesem Fall beläuft sich der metabolisierte Wasserstoff über drei Jahre auf etwa 28% der injizierten Menge. Die Umwandlung des Wasserstoffs bedeutet jedoch nicht, dass die darin gespeicherte Energie vollständig verloren geht. Da aus 4 Mol Wasserstoff jeweils 1 Mol Methan entsteht, welches einen dreimal so großen Energiegehalt hat, geht nur ungefähr ein Sechstel der Energie verloren. Der positive Nebeneffekt dieser Reaktion ist, dass dieselbe Energiemenge in einem deutlich kleineren Volumen gespeichert werden kann und somit die Kapazität des Speichers zunimmt.

Abb. 8 Wasserstoffkonzentration (links) und Dichte der methanogenen Archaeen (rechts) in der Lagerstätte nach 14 Monaten Simula-tionszeit



Abbildung 9: Gesamte bio-chemische Reaktionsrate gegen Zeit

Fazit Die Energiewende fordert den Einsatz neuer Technologien für die

Zwischenspeicherung von Strom. Langfristig, d.h. bei einem Anteil der erneuerbaren Energien von über 80%, werden Stromspeicher unverzichtbar. Deshalb ist es schon heute notwendig neue Speichertechnologien zu erforschen und den Einsatz zu erproben.

Im Vergleich zu der Untergrundspeicherung von Erdgas, welche seit vielen Jahren etabliert ist, zeigt die Untergrundwasserstoffspeicherung einige signifikante Unterschiede. Wasserstoff hat eine sehr geringe Dichte und Viskosität, wodurch der Verdrängungsprozess von Wasser instabil sein kann und Effekte wie z.B. „viscous fingering“ und „gravity overriding“ auftreten. Wenn hingegen ein Restgas verdrängt wird, findet eine starke Vermischung der Gase mit verschiedenen Zusammensetzungen statt. Zusätzlich zu den hydrodynamischen Effekten ist Wasserstoff ein geeigneter Elektronendonator für den Stoffwechsel verschiedener mikrobieller Spezies, welche sich häufig in Untergrundstrukturen befinden. Folglich stimuliert die Injektion von Wasserstoff die Aktivität der Mikroorganismen und Probleme können entstehen. Vier verschiedene hydrogenotrophe Spezies können für Wasserstoffspeicher von Bedeutung sein: methanogene Archaeen, homoacetogene Bakterien, sulfatreduzierende Bakterien und eisenreduzierende Bakterien. All diese Prozesse müssen bei der numerischen Modellierung von Wasserstoffspeicheroperationen berücksichtigt werden. In der originalen Version ist jedoch keines der existierenden Modellierungswerkzeuge für Fluss- und Transportprozesse in Untergrundstrukturen in der Lage alle Prozesse wiederzuspiegeln.

Ein mathematisches Modell für die bioreaktive Zweiphasenströmung in Untergrundwasserstoffspeichern wurde im Kontinuumsmaßstab entwickelt. Das Modell koppelt die hydrodynamischen Prozesse (Advektion, molekulare Diffusion und mechanische Dispersion) mit der mikrobiellen Populationsdynamik und biochemischen Reaktionen. Vier metabolische Prozesse sind enthalten: Methanogenese, Sulfatreduktion, Homoacetogenese und Eisenreduktion. Parameter für die mikrobiologischen Effekte wurden aus einer Literaturrecherche bereitgestellt.

In Bezug auf die Beobachtungen bei einem ehemaligen Stadtgasspeicher ist die Stabilität des gekoppelten mathematischen Modells untersucht worden. Die analytische Analyse zeigt die Möglichkeit zeitlicher und räumlicher Schwankungen in den Gaskomponentenkonzentrationen und der mikrobiellen Dichte, wenn eine

Abb. 9 Gesamte biochemische Reaktionsrate gegen Zeit




der Speicherszenarien gezeigt, dass H2S

durch sulfatreduzierende Bakterien produziert wird und das entnommene Gas sauer ist.

− Es ist gezeigt worden, dass das entwi-ckelte numerische Werkzeug für Vor-hersagestudien des gekoppelten hydro-dynamischen und bioreaktiven Verhal-tens in Untergrundwasserstoffspeichern verwendet werden kann. Es ist ratsam, dass solche Studien von Gasspeicherbe-treibern für die Planung und den Be-trieb durchgeführt werden. Jedoch soll-te zuerst ein Abgleich mit gemessenen Daten durchgeführt werden, um das Modell zu validieren bzw. zu kalibrie-ren, bevor es für zuverlässige Vorhersa-gestudien verwendet wird. Auf diese Weise können die unsicheren Parame-ter, wie z. B. die kinetischen Parameter der Mirkoorganismen und die Dispersi-vität, durch einen Vergleich der Simula-tionsergebnisse mit den beobachteten Daten aus dem Feld bestimmt werden. An einer Kalibrierung des Modells auf Basis von Felddaten wird derzeit gear-beitet. n

Literaturverzeichnis[1] bundesministerium für Bildung und Forschung

(BMBF): Förderinitiative Energiespeicher. http://www.bmbf.de/foerderungen/16431.php, 2011. Accessed: 2013-06-15.

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VERARBEITUNG


Blending Optimization as a Complementary Solution to SAP ERP in a Wax RefineryMischungsoptimierung als ergänzende Lösung zu SAP ERP in einer Wachsraffinerie

By W. LÜBBE, H. FRIEDRICH and M. KOHL*

KurzfassungSeit den frühen Tagen der Computerisie-rung wurden mathematische Program-

miertechniken ausgiebig für die Mischungsop-timierung von Raffinerieoperationen verwen-det, da deren Ergebnisse erhebliche Auswir-kung auf die Kosten haben. Die meisten der verfügbaren Mischungsunterstützungspro-gramme befinden sich hauptsächlich auf der Fertigungssteuerungsebene. Dieser Artikel beschreibt einen Ansatz, die Mi-schungsoptimierung in die Produktionspla-nung einzubeziehen. Mischungsoptimierung erweitert die reaktive Controlling-Funktiona-lität in eine proaktive Planungs-Funktionali-tät. Dieser Ansatz bietet mehrere Vorteile ge-genüber den üblichen Verfahren. Der wich-tigste Vorteil ist die Minimierung des Risikos, die Produkte außerhalb der Spezifizierung zu mischen, um kostenintensive Nacharbeiten oder letztlich die Entsorgung von Mischpro-dukten zu vermeiden. Mischungsoptimierung reduziert die Kosten des Mischprozesses erheb-lich.

AbstractSince the early days of computerization mathematical programming techniques

have been extensively used for blending opti-mization of refinery operations due to the high cost impact of the results. Most of the available blending tools are mainly located on the ma-nufacturing control level. This article describes an approach to include the Blending Optimization (shortly BO) into production scheduling. The BO extends the purely reactive controlling functionality into a pro-active scheduling functionality. This ap-proach provides several advantages compared to the common procedures. The most impor-tant benefit is minimizing the risk of blending the products out of specification. This usually requires cost-intensive reworking or ultimate-ly the disposal of blended products. The BO will significantly reduce the costs of the blen-ding process.

IntroductionThe production process of a typical wax or lubricant refinery consists of

different processing steps: Production of base components, refining of intermedia-tes, blending the intermediates, and fi-nally, packaging of the finished goods. Most of these production stages take place in a farm of swing tanks. The tank materials’ specification typically consists of several different characteristics like viscosity, penetration number and oil content. The intermediates must be blen-ded in order to meet the customers’ prod uct specifications of the finished goods that usually have the same or even more characteristics.Due to the fact that components with particular material characteristics were more or less always available in the re-quired quantity, the decision about blen-ding recipes and the ratio of components was only made for a short-term planning horizon. However, in a changing envi-ronment, raw materials for wax refine-ries turn to be scarcer and working capi-tal becomes increasingly an issue. This situation will remain a challenge in the medium-term horizon.As a result, it is now more difficult to meet all customers’ product specifica-tions. Therefore, the challenge in the blending process is to optimally allocate the available batches to the customer re-quirements.This production planning & scheduling is supported by using a complementary APS (Advanced Planning & Scheduling) system to SAP ERP called ORSOFT Ma-nufacturing Workbench [1]. Its basic functionality is to provide transparency to the various steps of the supply chain on the basis of all the SAP ERP data and to allow simulations within an in-memo-ry database. This allows the user to si-multaneously plan materials and capaci-

ties. Only if the planner is satisfied with these simulations, the production sche-dule will be transferred back to the SAP ERP system and will become available to all other SAP users.On top of these basic functionalities, the manufacturing workbench (MWB) can be extended to the requirements of a va-riety of industries like chemical, phar-maceutical, or oil and refinery industry. The described blending optimization be-nefits from an imbedded sophisticated tank management system.

Product CharacteristicsThe ORSOFT Blending Optimization is integrated into the ORSOFT

MWB. It uses a highly detailed optimiza-tion model to determine the best alloca-tion of available components to a (some-times large) set of blending/process or-ders.By doing so different goals will be achie-ved. On the one hand, the optimization may be used to find the cost-minimal components to produce several finished products. On the other hand, in situa-tions where some of the components are really scarce, the software has to find the maximum number of blending orders that the refinery is able to blend without violating the finished product specifica-tions.To achieve this, the software in its most effective version makes intense use of the SAP module recipe management (RM). This module offers the possibility to define usage intervals for components in a bill of materials. If the production process allows flexible consumption pro-portions for the material components in the bill of materials, the blending optimi-zation can make use of this principle. As a result, it is able to find a better alloca-tion of the available batches to the requi-

* Dr. Wulf Lübbe, Uetersen, Hartmut Friedrich, Dr. Martin Kohl, ORSOFT GmbH, Leipzig. E-Mail: [email protected]


Due to the fact that components with particular material characteristics were more or less always available in the required quantity, the decision about blending recipes and the ratio of components was only made for a short-term planning horizon. However, in a changing environment, raw materials for wax refineries turn to be scarcer and working capital becomes increasingly an issue. This situation will remain a challenge in the medium-term horizon.

As a result, it is now more difficult to meet all customers’ product specifications. Therefore, the challenge in the blending process is to optimally allocate the available batches to the customer requirements.

This production planning & scheduling is supported by using a complementary APS (Advanced Planning & Scheduling) system to SAP ERP called ORSOFT Manufacturing Workbench [1]. Its basic functionality is to provide transparency to the various steps of the supply chain on the basis of all the SAP ERP data and to allow simulations within an in-memory database. This allows the user to simultaneously plan materials and capacities. Only if the planner is satisfied with these simulations, the production schedule will be transferred back to the SAP ERP system and will become available to all other SAP users.

On top of these basic functionalities, the Manufacturing Workbench (MWB) can be extended to the requirements of a variety of industries like chemical, pharmaceutical, or oil and refinery industry. The described blending optimization benefits from an imbedded sophisticated tank management system.

Product Characteristics The ORSOFT Blending Optimization is integrated into the ORSOFT MWB. It uses a highly detailed optimization model to determine the best allocation of available components to a (sometimes large) set of blending/process orders.

By doing so different goals will be achieved. On the one hand, the optimization may be used to find the cost-minimal components to produce several finished products. On the other hand, in situations where some of the components are really scarce, the software has to find the maximum number of blending orders that the refinery is able to blend without violating the finished product specifications.

To achieve this, the software in its most effective version makes intense use of the SAP module Recipe Management (RM). This module offers the possibility to define usage intervals for components in a Bill of Materials. If the production process allows flexible consumption proportions for the material components in the bill of materials, the blending optimization can make use of this principle. As a result, it is able to find a better allocation of the available batches to the required material components.

Picture 1 Fig. 1 Editor for process orders with extended bill of materials

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VERARBEITUNG


red material components (Fig. 1). Inde-pendent of the chosen version, BO provi-des a semi-automatic support for the blending process using three different main functionalities:

− Optimize the allocation of the selected batches to the selected process orders

− Allow to manually modify the opti-mization’s parameters

− Provide feedback on the optimization’s results.

Features of the Optimization ProcedureThe optimization procedure is based upon two components: the connec-

tion to the optimization solver and the data model. The BO is able to connect to a variety of state-of-the art solvers like GUROBI, IBM ILOG CPLEX, or CBC. ORSOFT’s BO is highly flexible regarding the utilized solver. If necessary, the solver can be quickly replaced by a more powerful sol-ver without the necessity to change the interface or the data model.The key factors for the optimization mo-del consist of the (extended) bills of ma-terials, the available batches of the blen-ding components, and the customers’ product specifications. For the latter the software allows two different interpreta-tions of the term specification. The first one relates to the customers’ product specification. This is called the outer spe-cification. Due to the reason of variances and slight non-linearity in production, the model has to use a safety buffer on these specification limits. The BO targets for a slightly tighter minimal and maxi-mal specification, where the user is able to change the used buffer for each mate-rial characteristic.From the data model BO calculates the finished products’ material characteristic. It minimizes the distance of these results to the inner specifications of the custo-mers. The outer specifications act as con-straints. In any case, the calculated cha-racteristics are in line with customers’ requirements. However, to prevent ma-terials produced off specification due to variances in production, the optimizer aims for the inner specifications.

User Options to Configure the OptimizationAn important part of the semi-auto-

matic approach is to allow the planner to control and to change different aspects of each optimization.As a first set of parameters the used quantities of the available batches can be selected. For any batch, the software al-lows to choose a maximal consumption (i. e. to restrict the usage of valuable bat-ches) and a minimal consumption (i. e. to consume less valuable batches). The BO also allows the user to assign or even rule out specific batches to blending orders. Thereby, the planner can even choose batches of materials that are not maintained in the bill of materials. Besi-des that, it is also possible to insert quan-tities that are not in line with quantities of the bill of materials. Sometimes it may be necessary to priori-tize certain product characteristics be-cause the customer accepts knowingly deviations in one or the other characte-ristic, but accepts less of a difference for certain others. Thus, the user can change the used weights in the target function of this characteristic property and move the optimization in the desired direction.

Feedback to the UserORSOFT pursues the philosophy to simplify the planner’s decision-mak-

ing process. On the one hand the basic SAP ERP information on materials, batch es, and recipes must be easily acces-sible, and on the other hand results of the optimization have to be made visible and self-explaining to the user. The BO, as an add-on to the ORSOFT MWB, provides elaborate tables on the SAP master data. For all types of SAP ob-jects, the MWB shows all elements and the corresponding planning data in one view while also allowing easy-to-handle filter and search options. The main interface of the BO is the table “Process Orders in Optimization” (Fig. 2). Here, the scheduler immediately gets a status of all blending process orders and their currently calculated material char-acteristics by simple traffic light alerts

and backgrounds (red: doesn’t meet ou-ter specification; yellow: doesn’t meet outer but inner specification; green: meets all specifications). Additionally, BO displays the reasons for failed optimizations. These may include:

− Contradicting parameters (global usage of batches, fixed consumptions)

− Missing materials that are needed or have to be replaced

− Missing inventory − Alternative materials that could be used, but that are not in the bill of ma-terials.

ConclusionThe blending optimization add-on provides a semi-automatic support

for the blending process. The planner is able to adjust step-by-step the optimizati-on model. After a small number of repea-ted optimizations, BO yields the optimal allocation of ingredients to blending pro-cess orders.After each run of the optimization the pl-anner obtains an overview on the results of the optimization. Additionally, the software gives helpful advices on how to improve the next optimization run by hinting to additional materials or contra-dicting parameters.The ORSOFT blending optimization al-lows running a blending operation more efficiently in comparison to using the re-gular MWB. By optimizing the bill of ma-terials for a large number of blending process orders, the process can be run with smaller inventories on hand. Additi-onally, the calculation of target product characteristics makes the blending pro-cess by far more predictable and limits the production of off grade batches.

Literature[1] SCHMALZRIED, D.; STAUDTMEISTER, F.; SEEGER, R.:

Advanced planning and scheduling for the oil and petrochemicals industry. Hydrocarbon Engineering 10/2007, p. 59–63.

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Feedback to the user ORSOFT pursues the philosophy to simplify the planner’s decision-making process. On the one hand the basic SAP ERP information on materials, batches, and recipes must be easily accessible, and on the other hand results of the optimization have to be made visible and self-explaining to the user.

The BO, as an add-on to the ORSOFT MWB, provides elaborate tables on the SAP master data. For all types of SAP objects, the MWB shows all elements and the corresponding planning data in one view while also allowing easy-to-handle filter and search options.

The main interface of the BO is the table “Process Orders in Optimization”. Here, the scheduler immediately gets a status of all blending process orders and their currently calculated material characteristics by simple traffic light alerts and backgrounds (red: doesn’t meet outer specification; yellow: doesn’t meet outer but inner specification; green: meets all specifications).

Picture 2

Additionally, BO displays the reasons for failed optimizations. These may include:

Contradicting parameters (global usage of batches, fixed consumptions) Missing materials that are needed or have to be replaced Missing inventory Alternative materials that could be used, but that are not in the bill of materials

Conclusion The Blending Optimization add-on provides a semi-automatic support for the blending process. The planner is able to adjust step-by-step the optimization model. After a small number of repeated optimizations, BO yields the optimal allocation of ingredients to blending process orders.

After each run of the optimization the planner obtains an overview on the results of the optimization. Additionally, the software gives helpful advices on how to improve the next optimization run by hinting to additional materials or contradicting parameters.

The ORSOFT Blending Optimization allows running a blending operation more efficiently in comparison to using the regular MWB. By optimizing the bill of materials for a large number of blending process orders, the process can be run with smaller inventories on hand. Additionally, the

Fig. 2 Overview on calculated material characteristics

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ERDÖL ERDGAS KOHLE, 134 Jg. 2018, Heft 10 379

PRODUKTINFORMATIONEN & DIENSTLEISTUNGEN / DGMK-FORSCHUNG / VERANSTALTUNGEN

3D-Visualisierung von komplexen SalzstrukturenDie dreidimensionale Modellierung kom-plexer Salzstrukturen hat sich in den letzten Jahren stetig weiterentwickelt. Mit Hilfe digitaler 3D-Modelle können Lagerungsverhältnisse im Raum inter-pretiert und abgebildet werden, die an-hand »klassischer« Vertikalschnitte häu-fig nicht darzustellen waren. Voraussetzung für die möglichst exakte Darstellung der tatsächlichen geologi-schen Gegebenheiten ist insbesondere die fundierte Kenntnis der Stratigraphie und Deformationsmechanismen von Salzlagerstätten sowie langjährige Erfah-rung in der Interpretation geophysikali-scher, geochemischer und strukturgeolo-gischer Bohrlochdaten, denn nach wie vor ist die detaillierte Erkundung des in-ternen Baus einer Salzlagerstätten nur

aus Bohrungen heraus möglich. Für die Kavernenindustrie ergibt sich aus der ge-steigerten Erkenntnis über den internen Aufbau einer Salinarstruktur zum einen eine höhere Sicherheit bei der Planung und Herstellung von Bohrungen und Speichervolumen. Zum anderen aber auch die verbesserte Standort-, Ressourcen- und Potentialab-schätzung sowie die exaktere Bewertung von Sicherheits- und Pfeilerabständen und der Integrität einzelner Kavernen bzw. umfangreicher Kavernenfelder.Die Weiterentwicklung der Soft- und Hardware im Bereich der 3D-Visualisie-rung (Virtual Reality) ermöglicht es nun auch, diese dreidimensionalen Modelle zu »befahren« – sich also virtuell in den Salzstock hineinzubegeben und sowohl

die Kavernen als auch die Geologie aus verschiedenen Blickwinkeln heraus zu betrachten. Mittelfristig wird auch die Veranschaulichung dynamischer Prozes-se in einer virtuellen Umgebung möglich sein. Die entsprechende 3D-Technik ist an den Standorten Bad Zwischenahn und Han-nover der DEEP.KBB GmbH verfügbar, so dass Interessierten eine Möglichkeit zur Virtual Reality Tour durch einen Salz-stock gegeben werden kann. Diese Tou-ren werden von unseren Experten ge-führt und fachlich begleitet. Weitere Informationen hierzu finden sie hier: www.deep-kbb.de

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Brandverhalten von Mineralölprodukten mit Flammpunkt > 55 °CDie Brandgefahr in Tanklägern, die Pro-dukte mit einem Flammpunkt oberhalb von 55°C lagern, wurde anhand von Messungen an einer Auswahl von reprä-sentativen Proben beurteilt.Die mit verschiedenen Methoden be-stimmten Flammpunkte, unteren Explo-sionspunkte und Brennpunkte konnten dazu herangezogen werden. Es wurde ein Mindestabstand von 16,5 K zwischen Flammpunkt und darüberliegendem Brennpunkt ermittelt. Des Weiteren lie-gen die unteren Explosionspunkte maxi-

mal 8 K unterhalb des Flammpunktes nach DIN EN ISO 2719. Auf Basis der Er-gebnisse wird die Schlussfolgerung gezo-gen, dass im Rahmen der separaten Lage-rung der zuvor untersuchten Pro-duktgruppen in Tanklägern und Raffine-rien im Gebiet NW-Europa bezüglich Explosionsgefahr und Brandgefahr im bestimmungsgemäßen Betrieb keine Ri-siken zu befürchten sind, sofern die Pro-dukttemperatur in der Flüssigphase die Temperatur von 40 °C nicht überschrei-tet.

Der DGMK Forschungsbericht »Brandverhal-ten von Mineralölprodukten mit Flammpunkt > 55 °C« kann zum Preis von 75 € (DGMK-Mitglieder 50%) bezogen werden bei der DGMK Deutsche Wissenschaftliche Gesell-schaft für Erdöl, Erdgas und Kohle e.V., Über-seering 40, 22297 Hamburg, Tel. (040) 639 004 0, E-Mail: [email protected].

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Internationale Konferenz für Tiefbohrtechnologie »Celle Drilling«Zum achten Mal in Folge fand am 11. und 12. September 2018 in der Con-gress Union die Celle-Drilling Konferenz statt. Mehr als 285 Teilnehmer aus 17 Nationen tauschen sich zwei Tage lang über technologische Entwicklungen und Trends in der Tiefbohrbranche aus.Vom GeoEnergy Celle e.V. ins Leben ge-rufen, hat sich die Konferenz in der Branche fest etabliert. Im jährlichen Turnus werden Forschungsergebnisse aus der Wissenschaft und Projekte aus der Praxis präsentiert und diskutiert.Der Wirtschaftsstandortes Celle wird durch die Veranstaltung als anerkanntes Zentrum innovativer Bohrtechnologie weiter gefestigt. Die Bedeutung der Tief-bohrbranche für den Standort Celle zeigt sich auch durch das ortsansässige Forschungszentrums »Drilling Simula-tor Celle« als Außenstelle der Techni-schen Universität Clausthal. Am Nach-mittag bestand die Möglichkeit, sich im Rahmen einer Exkursion über die tech-nische Ausstattung und über laufende Projekte der Forschungsanlage zu infor-mieren.

Die zunehmender internationale Be-deutung der Konferenz und des Stand-ortes Celle wird durch die Vielzahl aus-ländischer Besucher insbesondere aus England, Norwegen und den Niederlan-den deutlich. Zu Gast war auch eine größere russische Delegation, die sich gezielt über ausgewählte Themen infor-mieren und austauschen möchte. Am Rande der Konferenz trifft sich zudem das europäische Netzwerk Geo-Energy-Europe an dem der GeoEnergy Celle als deutscher Vertreter beteiligt ist.Die »Celle Drilling 2017« wurde durch eine begleitende Ausstellung von 20 beteiligten Unternehmen ergänzt.

Projekttreffen des Geo-Energy Europe am Rande »Celle Drilling« KonferenzIm Rahmen der vierteljährigen Netz-werktagungen besuchen sieben interna-tionale Projektpartner den GeoEnergy Celle e.V. in CelleBereits am 10. September 2018 reisten die Konsortialpartner des von der EU geförderten Projektes »Geo-Energy-Eu-rope« in Celle an. Auf dem Programm

standen neben dem regelmäßigen Er-fahrungsaustausch die Vorstellung ver-schiedener Celler Unternehmen sowie der Besuch des Drilling Simulators und der »Celle Drilling« Konferenz. Die be-teiligten 7 Geoenergie-Cluster aus den Ländern Frankreich, Deutschland, Un-garn, Spanien, Irland, Belgien und der Türkei wollen insbesondere kleine und mittelständische Unternehmen bei der transnationalen Zusammenarbeit unter-stützen. Dabei geht es darum, Entwicklungen und Internationalisierung zu beschleu-nigen, Erfahrungen auszutauschen so-wie den Technologie- und Know-how Transfer zwischen den Unternehmen zu ermöglichen.Der führende Projektpartner aus Frank-reich beteiligte sich an der Ausstellung der Celler Drilling und stellte dort die Netzwerkaktivitäten vor.

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VERANSTALTUNGEN

Workshop des Forschungszentrums Jülich und der DGMK »Zukünftige Energie- und Rohstoffversorgung: Visionen, Chancen und Rahmenbedingungen«

Am 5. September fand ein Workshop des Forschungszentrums Jülich und der DGMK zum Thema »Zukünftige Energie- und Rohstoffversorgung: Visionen, Chancen und Rahmenbedingungen« in Bonn statt. 40 Teilnehmer diskutierten über die neuesten Trends, Visionen und aktuelle Rahmenbedingungen. Prof. Dr.-Ing. Reinhold Elsen, DGMK und Prof. Jür-gen-Friedrich Hake, Forschungszentrum Jülich eröffneten die Veranstaltung. Prof. Dr.-Ing Elsen fragte sich, was der DGMK Fachbereich Kohlen & Biomassevered-lung zur Energiewende beitragen kann. Da Kohlenstoffträger nicht nur zur Stromerzeugung verwendet werden, wird man noch einige Zeit auf fossile Energieträger zurückgreifen – auch für Strom – warum sollte man Kohle nicht mit einbringen? Natürlich gibt es noch einiges bezüglich Konversionstechniken zu tun um eine CO

2-arme Transformati-

on von Kohle zu Kohlenstoff zu schaffen. Bei einem Workshop zum Thema vor zwei Jahren (s. EEK 132, 2016 S. 462) hat man sich diesem Thema – speziell der Sektorkopplung – gewidmet und sich die Frage gestellt, ob es einen Markt für Pro-dukte aus Kohle und Biomasse gibt. Die Ergebnisse waren unterschiedlich: Aus Sicht der Chemie wird sich die Rohstoff-situation bis 2030 nicht verschlechtern. Vertreter aus der Luftfahrt sehen z. B. früher einen Engpass und plädieren da-für durch Effizienzsteigerung den Bedarf um 25% zu reduzieren. Es stellt sich die Frage, wie eine Dekarbonisierung zu rea-lisieren ist, wenn der Bedarf zunehmen wird. Die Antwort werden geschlossene Kohlenstoffkreisläufe sein, auch hier wird die Sektorkopplung großes Potenzi-al aufweisen.Hake sieht die Energiewende als Prozess, es müsse Offenheit auf allen Seiten ge-ben. Ein Wiederholen bekannter Sicht-weisen und somit ein gegenseitiges Blo-ckieren in der Diskussion wäre nicht ziel-führend. Die Gesellschaft hat andere Er-wartungen als die Energie bereitstellt, meint Hake.

Prof Dr. Horst. W. Opaschowski vom Opa-schowski-Institut für Zukunfsforschung in Hamburg diskutierte in seinem Im-pulsvortrag »Trends und Visionen: Wie sieht das Leben in der Gesellschaft in Zukunft aus?« verschiedenste Zukunftstrends in einer fragilen Weltlage zwischen Terrordro-hungen und geopolitischen Risiken. Nicht nur autonome Autos, intelligente Kühlschränke und 3D-Drucker werden das Arbeiten und Leben in Zukunft prä-gen, sondern Singles und Senioren, Bau-gemeinschaften und Mehrgenerationen-häuser, Nachbarschaftshilfen und Helfer-börsen in jedem Stadtteil. Pendler kehren in die Stadt und Tante-Emma-Läden in die Wohnquartiere zurück, weil sich das Einkaufsverhalten in der älter werden-den Gesellschaft verändert und die Men-schen mehr in Wohnungsnähe als auf der grünen Wiese einkaufen wollen. Ei-ne Generationengesellschaft auf Gegen-seitigkeit entsteht: Der Solidarische ist nicht mehr der Dumme. Damit verbun-den ist eine grundlegende Änderung der Lebensprioritäten. Dabei ist Sicherheit wichtiger als Freiheit, Gesundheit wichti-ger als Geld, sozialer Fortschritt wichtiger als Wachstum um jeden Preis, Beschäfti-gungsgarantie wichtiger als Einkom-menserhöhung, Lebenskonzepte wichti-ger als Bauprojekte und Nachbarschafts-hilfe wichtiger als Sozialamtshilfe.Unter der Leitung von Prof. Dr.-Ing. El-sen startete Dr. Markus Doll von der Bun-desnetzagentur die Vortragsreihe zum Thema »Anforderungen an moderne Infra-strukturen«, mit seinem Vortrag »Ausbau der Infrastruktur für Strom, Gas und Telekom-munikation: Was ist geplant? – Kann die Transformation allein im Stromsektor gelin-gen?« Dr. Doll stellte verschiedenen In-frastrukturen in Vergleich, die Telekom-munikationsinfrastruktur sieht er als »Enabler« für funktionierende Energie- und Rohstoffmärkte sowie effiziente Pro-duktionsprozesse in diesem Umfeld. Hin-gegen hat die Gasinfrastruktur noch mit einigen Herausforderungen neben dem Rückgang des Gasverbrauchs durch Effi-zienz, wie der Umstellung von L- auf H-Gas bis 2030, zu tun. Modellierungser-gebnisse bis Ende 2028 zeigen einen Lei-tungsbau von 1.390 km, zusätzliche Ver-dichterstationen von 508 MW und Kosten von ca. 7 Mrd. €. Die Herausfor-derungen in der Strominfrastruktur be-gannen mit der Abschaltung von Atom-kraftwerken, was zu einem zusätzlichen Bedarf von 6 GW in Süddeutschland durch Erneuerbare führte. Die erneuer-bare Energie kommt Großteils allerdings aus dem Norden Deutschlands. Somit sind Netzausbaumaßnahmen von insge-samt ca. 6.350 km (950 km zusätzlich

zum geltenden BBP) notwendig. Alles in allem soll das primäre Ziel die positive Beeinflussung des Klimawandels bleiben. Die CO2-Reduktion muss in einem Drei-klang erfolgen, der Effizienzsteigerung im eigenen Sektor, dem direkten Einsatz erneuerbarer Energieträger im eigenen Sektor, aber auch der Sektorkopplung zum Stromsektor. Eine Transformation könne nicht allein im Stromsektor gelin-gen, meint Dr. Doll, ein Einklang mit al-len Sektoren müsse gelingen um das Ziel zu erreichen.Der nächste Vortrag mit dem Thema »Vi-sion 2050 – Weiterentwicklung von Raffineri-en und flüssigen Energieträgern« wurde von Prof. Dr. Christian Küchen, MWV e.v. gehal-ten. Kohlenwasserstoffe sind zur stoffli-che Nutzung (z. B. Chemie), in der Luft- und Schifffahrt, im Schwerlasttransport, für PKWs und für Wärme notwendig. 40 % (Stoffliche Nutzung, Luft- und Schiff-fahrt, Schwerlasttransport) können aller-dings nicht durch Erneuerbare ersetzt werden, erklärt Küchen. Genau in diesen Sektoren soll allerdings in den nächsten Jahren das größte Wachstum stattfinden. Den Verkehrssektor stellt Küchen als für die Mineralölwirtschaft besonders rele-vant in den Vordergrund. Das Redukti-onsziel liegt im Klimaschutzplan bei 42,5–44,3 %, bei einer Zunahme im Transport sind es allerdings 50 % bis 2030. Dazu liefern zahlreiche Studien Grundlagen für politische Diskussionen. Die neue Studie der Deutschen Energie-Agentur (dena) und der Ludwig-Böl-kow-Systemtechnik (LBST) im Auftrag des VDA zeigen, dass E-Fuels CO2 massiv im gesamten Verkehr senken und dass die Politik eine strategische Agenda er-stellen sollte um das Ziel zu erreichen. Der Endenergiebedarf aller Verkehrsträ-ger der EU im Jahr 2050 wird selbst in einem stark batterieelektrifizierten Ver-kehrsszenario zu mehr als 70 % von E-Fuels gedeckt werden. Die derzeit noch hohen Kosten für E-Fuels werden sin-ken. Dies sind zumindest die Kernaussa-gen der Studie von Dena. Die drei Säulen Handlungsempfehlung der Dena-Leitstu-die zur integrierten Energiewende, sind zum einen eine Energieeffizienzstratigie die neu justiert werden muss. Zum ande-ren ein Ausbau von erneuerbarem Strom und eine Roadmap für synthetische Energieträger, die entworfen werden soll. Alles in allem sind laut Küchen er-hebliche Investitionen im In- und Aus-land erforderlich. Auch zu empfehlen sei die Entwicklung des Technologiepfades Power-to-Liquid, da flüssige Energieträ-ger weiter benötigt werden.Prof. Dr. Henning, Frauenhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE, Freiburg,

Von links nach rechts: Prof. Dr.-Ing. Reinhold Elsen, Dr. Hedwig Doloszeski, Prof Dr. Horst. W. Opaschowski, Prof. Jürgen-Friedrich Hake

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MARKTÜBERSICHT


Marktübersicht »Zulieferfirmen«

für die Erdöl – und Erdgasindustrie, Petrochemie

Firmenliste zum Bezugsquellenverzeichnis

3P Services GmbH & Co. KGMeitnerstr. 10 - 12D-49835 WietmarschenTel. 05908 2656-0Fax 05908 2656-11E-Mail: [email protected]

Aerzener Maschinenfabrik GmbHP.O. Box 1163D-31849 AerzenReherweg 28D-31855 AerzenTel. +49 5154 81-0Fax +49 5154 81-9191E-Mail: [email protected]

ALLWEILER GmbHAllweilerstr. 1D-78315 RadolfzellTel. +49 7732 86-0Fax +49 7732 86-436E-Mail: [email protected]

Applus RTD Deutschland Inspektionsgesellschaft mbHIndustriestr. 34 bD-44894 BochumTel. 0234 92798-0Fax 0234 92798-98E-Mail: [email protected]

ARCA Regler GmbHP.O. Box 21 20D-47913 ToenisvorstKempener Str. 18D-47918 ToenisvorstTel. +49 2156 7709-0Fax +49 2156 7709-55E-Mail: [email protected]

Baker HughesBaker-Hughes-Strasse 1D-29221 CelleTel. +49 5141 203-0Fax +49 5141 203-353E-Mail: [email protected]

Bilfinger EMS GmbHP.O. Box 19 60D-49649 CloppenburgHohe Tannen 11D-49661 CloppenburgTel. +49 4471 182-0Fax +49 4471 182-128E-Mail: [email protected]

BUCHEN UmweltService GmbHEmdener Str. 278D-50735 KölnTel. 0221 7177-0Fax 0221 7177-110E-Mail: [email protected]

BUCHEN-ICS GmbHEmdener Str. 278D-50735 KölnTel. 0221 7177-0Fax 0221 7177-218E-Mail: [email protected]

Burckhardt Compression Deutschland GmbHKruppstr. 1aD-41469 NeussTel. +49 2137 9170-0Fax +49 2137 9170-29E-Mail: info.deutschland@burck-hardtcompression.comwww.burckhardtcompression.com

Carl Spaeter GmbHP.O. Box 74 09 40D-22099 HamburgPinkertweg 7D-22113 HamburgTel. 040 73357-0Fax 040 73357-251E-Mail: [email protected]

Chemieanlagenbau Chemnitz GmbHAugustusburger Str. 34D-09111 ChemnitzTel. +49 371 6899-0Fax +49 371 6899-253E-Mail: [email protected]

CHIMEC GmbHNußbaumstr.10D-80336 MünchenTel. 089 517019-0Fax 089 517019-19E-Mail: [email protected]

DEEP.KBB GmbHEyhauser Allee 2aD-26160 Bad ZwischenahnTel. +49 4403 9322-0Fax +49 4403 9322-11E-Mail: [email protected]

Drexel Service GmbHAm Listholze 33D-30177 HannoverTel. 0511 397340Fax 0511 695957E-Mail: [email protected]

DrillTec GUT GmbH Großbohr- und UmwelttechnikJosef-Wallner-Str. 10D-94469 DeggendorfTel. +49 991 37212-400Fax +49 991 37212-459E-Mail: [email protected]

EDL Anlagenbau Gesellschaft mbHP.O. Box 27D-04139 LeipzigLindenthaler Hauptstr. 145D-04158 LeipzigTel. +49 341 4664400Fax +49 341 4664409E-Mail: [email protected]

ENCOS GmbH & Co. KGBuxtehuder Str. 29D-21073 HamburgTel. 040 751158-0Fax 040 751158-30E-Mail: [email protected]

EPC Celle GmbHWindmühlenstr. 44D-29221 CelleTel. 05141 910-800Fax 05141 910-810E-Mail: [email protected]

ERC Additiv GmbHBäckerstr. 11-13D-21244 Buchholz i.d. N.Tel. 04181 216-500Fax 04181 216-599E-Mail: [email protected]

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MARKTÜBERSICHT


ESK GmbHHalsbrücker Str. 34D-09599 FreibergTel. +49 3731 365 355Fax +49 3731 365 432E-Mail: [email protected]

FILTRATEC Mobile Schlammentwässerung GmbHP.O. Box 10 12 53D-46550 VoerdeWeseler Str. 100D-46562 VoerdeTel. +49 281 403-0Fax +49 281 403-172E-Mail: [email protected]

Flottweg SEP.O. Box 1160D-84131 VilsbiburgIndustriestr. 6-8D-84137 VilsbiburgTel. +49 8741 301-0Fax +49 8741 301-300E-Mail: [email protected]

Flowserve Flow Control GmbHRudolf-Plank-Str. 2D-76275 EttlingenTel. 07243 103-0Fax 07243 103-222E-Mail: [email protected]

FORUM B + V Oil Tools GmbHP.O. Box 11 22 53D-20004 HamburgHermann-Blohm-Str. 2D-20457 HamburgTel. +49 40 37022-6855Fax +49 40 37022-6899E-Mail: [email protected]

G & K Montagengesellschaft GmbH & Co. KGMeyelheide 5

D-26197 GroßenknetenTel. 04435 9301-0Fax 04435 9301-56E-Mail: [email protected]

GEO-data, Gesellschaft für Logging-Service mbHLeinestr. 33D-30827 GarbsenTel. +49 5131 4681-0Fax +49 5131 4681-50E-Mail: [email protected]

GeoService GmbHKreuzstr. 19D-26603 AurichTel. +49 4941 990 11 15Fax +49 4941 990 77 46E-Mail: [email protected]

Gesteinslabor Dr. Eberhard JahnsHospitalstr. 13D-37308 HeiligenstadtTel. +49 3606 60737-0Fax +49 3606 60737-49E-Mail: [email protected]

HAMMELMANN GmbHP.O. Box 3309D-59282 OeldeCarl-Zeiss-Str. 6-8D-59302 OeldeTel. +49 2522 76-0Fax +49 2522 76-140E-Mail: [email protected]

HARTMANN VALVES GmbHP.O. Box 2028D-31295 Burgdorf-EhlershausenBussardweg 15D-31303 Burgdorf-EhlershausenTel. 05085 9801-0Fax 05085 9801-40E-Mail: [email protected]

HYDAC INTERNATIONAL GmbHP.O. Box 12 51D-66273 Sulzbach/SaarIndustriestraßeD-66280 Sulzbach/SaarTel. +49 6897 509-01Fax +49 6897 509-679E-Mail: [email protected]

ILF Beratende Ingenieure GmbHWerner-Eckert-Str. 7D-81829 MünchenTel. +49 89 255594-0Fax +49 89 255594-144E-Mail: [email protected]

IMPaC Offshore Engineering GmbHHohe Bleichen 5D-20354 HamburgTel. +49 40 3554400Fax +49 40 340500E-Mail: [email protected]

Intero Integrity Services GmbHBachstr. 12D-50354 HürthTel. +49 2233 92816-47Fax +49 2233 92816-49E-Mail: [email protected]

ITAG Tiefbohr GmbHP.O. Box 1328D-29203 CelleItagstr. 5-17D-29221 CelleTel. +49 5141 914-0Fax +49 5141 914-388E-Mail: [email protected]

J+B Küpers GmbHAlte Piccardie 31D-49828 OsterwaldTel. +49 5946 9100-0Fax +49 5946 9100-69

E-Mail: [email protected]

KCA Deutag Drilling GmbHP.O. Box 1253D-48443 Bad BentheimDeilmannstr. 1D-48455 Bad BentheimTel. +49 5922 72-0Fax +49 5922 72-105E-Mail: [email protected]

KÖTTER Consulting Engineers GmbH & CO. KGBonifatiusstr. 400D-48432 RheineTel. 05971 9710-0Fax 05971 9710-43E-Mail: [email protected]

LINDSCHULTE Ingenieurgesellschaft mbHP.O. Box 1880D-48507 NordhornSeilerbahn 7D-48529 NordhornTel. 05921 8844-0Fax 05921 8844-22E-Mail: [email protected]

MAN Energy Solutions SESteinbrinkstr. 1D-46145 OberhausenTel. +49 208 692-01Fax +49 208 669-021E-Mail: [email protected]

MAX STREICHERAnlagentechnik GmbH & Co. KGBernrieder Str. 10 aD-94559 NiederwinklingTel. +49 9962 20038-0Fax +49 9962 20038-590E-Mail: [email protected]


MARKTÜBERSICHT


MAX STREICHER GmbH & Co. Kommanditgesellschaft auf AktienP.O. Box 1961D-94459 DeggendorfSchwaigerbreite 17D-94469 DeggendorfTel. +49 991 330-0Fax +49 991 330-180E-Mail: [email protected]

MICON-Drilling GmbHIm Nordfeld 14D-29336 NienhagenTel. +49 5144 4936-0Fax +49 5144 4936-20E-Mail: [email protected]

NETZSCH Pumpen & Systeme GmbHGeretsrieder Str. 1D-84478 WaldkraiburgTel. +49 8638 63-0Fax +49 8638 67981E-Mail: [email protected]

NEUMAN & ESSER GROUPWerkstrasseD-52531 Übach-PalenbergTel. +49 2451 481-01Fax +49 2451 481-100E-Mail: [email protected]; [email protected]

NORMEC® Oilfield ProductsSales and Services GmbHBruchkampweg 14D-29227 CelleTel. +49 5141 90059-0Fax +49 5141 90059-29E-Mail: [email protected]

NOV Completion ToolsGOT German Oil Tools GmbHVechtaer Marsch 5

D-49377 VechtaTel. +49 4441 9322-100Fax +49 4441 9322-199E-Mail: [email protected]/completiontools

OTTO FUCHS Drilling Solutions GmbHP.O. Box 12 61D-58528 MeinerzhagenDerschlager Str. 26D-58540 MeinerzhagenTel. +49 2354 73-8250E-Mail: [email protected]

PEG Rohrleitungssysteme GmbHP.O. Box 2209D-48449 Bad BentheimLuxemburger Str. 18D-48455 Bad BentheimTel. 05924 8122Fax 05924 6988E-Mail: [email protected]

PetroServices GmbHIndustriepark BerkhöpenEddesser Str. 1D-31234 EdemissenTel. +49 5176 922 175E-Mail: [email protected]

pipe & lines service GmbHPacker Straße 171A-8561 SödingTel. +43 3137 386631Fax +43 3137 386632E-Mail: [email protected]

PLE Pipeline Engineering GmbHGürtelstraße 29 a/30D-10247 BerlinTel. +49 30 29385-5Fax +49 30 29385-621E-Mail: [email protected]

Pörner Ingenieurgesellschaft mbHHamburgerstrasse 9A-1050 WienTel. +43 5 05899-0Fax +43 5 05899-99E-Mail: [email protected]

PSI Aktiengesellschaft für Produkte und Systeme der InformationstechnologieDircksenstr. 42-44D-10178 BerlinTel. +49 30 2801-1510Fax +49 30 2801-1011E-Mail: [email protected]

PSI Pipeline Services International GmbH & Co. KGThyssenstr. 2D-49744 Geeste-DalumTel. +49 5937 980908-0Fax +49 5937 980908-190E-Mail: [email protected]

R.O.T. Reimann Oil Tools Ltd. & Co. KGBundesstr. 24D-21382 BrietlingenTel. +49 4133 22 54 944Fax +49 4133 22 54 949E-Mail: [email protected]

RAG ENERGY DRILLING GmbHSchwarzmoss 28A-4851 GampernTel. +43 50724 7200E-Mail: [email protected]

Reym GmbHEuropa Allee 14D-49685 EmstekTel. 04473 94 313-0Fax 04473 94 313-69E-Mail: [email protected]

Robke Erdöl- und Erdgastechnik GmbHVardeler Weg 9D-49377 VechtaTel. +49-4441 88966-0Fax +49-4441 88966-20E-Mail: [email protected]; [email protected]; www.oxifree.de

Rohr- und Metallbau Busch GmbHZwienskamp 9D-49828 OsterwaldTel. +49 5941 20595-0Fax +49 5941 20595-20E-Mail: [email protected]

ROSEN Europe B.V.Zutphenstraat 15NL-7575 EJ OldenzaalTel. +31 541 671000Fax +31 541 671130E-Mail: [email protected]

Roxtec GmbHNeuer Höltigbaum 1-3D-22143 HamburgTel. 040 657398-0Fax 040 657398-50/51E-Mail: [email protected]

SABO-armaturen service GmbHAn der Höhe 21-23D-51674 WiehlTel. +49 2261 7003-0Fax +49 2261 7003-322E-Mail: [email protected]

SCHUCK GROUPDaimlerstr. 5-7D-89555 SteinheimTel. +49 7329 950-0Fax +49 7329 950-161E-Mail: [email protected]


MARKTÜBERSICHT


Silica Verfahrenstechnik GmbHWittestr. 24D-13509 BerlinTel. +49 30 43573-5Fax +49 30 43573-300E-Mail: [email protected]

SKL Engineering & Contracting GmbHPodbielskistraße 370D-30659 HannoverTel. 0511 640609-0Fax 0511 640609-50E-Mail: [email protected]

SOCON Sonar Control Kavernenvermessung GmbHWindmühlenstr. 41D-31180 GiesenTel. 05121 99819-0Fax 05121 99819-88E-Mail: [email protected]

STREICHER Anlagenbau GmbH & Co. KGMagdeburger Chaussee 21D-39245 GommernTel. +49 39200 65-0Fax +49 39200 51381E-Mail: [email protected]

STREICHER Drilling Technology GmbHJosef-Wallner-Str. 5aD-94469 DeggendorfTel. +49 991 3109-546Fax +49 991 3109-790E-Mail: info.drillingtechnology@streicher.dewww.streicher-drillingtechnology.de

Sulzer Pumpen Deutschland GmbHErnst-Blickle-Str. 29D-76646 BruchsalTel. 07251 76-0Fax 07251 76-401E-Mail: [email protected]

TanQuid GmbH & Co. KGSchifferstr. 210D-47059 DuisburgTel. 0203 317397-0Fax 0203 317397-111E-Mail: [email protected]

Tuboscope Vetco Deutschland GmbHP.O. Box 3111D-29231 CelleMaschweg 5D-29227 CelleTel. +49 5141 8020Fax +49 5141 802123E-Mail: [email protected]

Uniper Technologies GmbHAlexander-von-Humboldt-Str. 1D-45896 GelsenkirchenTel. +49 209 601-3169E-Mail: [email protected]

Untergrundspeicher- und Geotechnologie-Systeme GmbHBerliner Chaussee 2D-15749 Mittenwalde/MarkTel. +49 33764 82-0Fax +49 33764 82-280E-Mail: [email protected]

URACA GmbH & Co. KGP.O. Box 1260D-72563 Bad Urach

Sirchinger Str. 15D-72574 Bad UrachTel. +49 7125 133-0Fax +49 7125 133-202E-Mail: [email protected]

Vitalis KKS & Elektrotechnik Service GmbHBorsigstraße 21D-49716 MeppenTel. +49 5931 4969339Fax +49 5931 4969338E-Mail: [email protected]

VoTech Filter GmbHGladbacher Str. 39D-52525 HeinsbergTel. 02452 9590-0Fax 02452 9590-26E-Mail: [email protected]

Weber Industrieller Rohrleitungs-bau & Anlagenbau GmbH & Co. KGP.O. Box 1365D-50241 PulheimDieselstr. 13D-50259 PulheimTel. 02238 96501-0Fax 02238 96501-44E-Mail: [email protected]

Wenzel Downhole Tools Europe GmbHGrafftring 5D-29227 CelleTel. 05141 97765-0Fax 05141 97765-29E-Mail: [email protected]

Wepuko Pahnke GmbHP.O. Box 1162D-72542 MetzingenMax-Planck-Str. 10D-72555 MetzingenTel. +49 7123 1805-0Fax +49 7123 41231E-Mail: [email protected]

XERVON Instandhaltung GmbHWolfswinkel 1D-85126 MünchsmünsterTel. +49 8402 2195-0Fax +49 8402 2195-194E-Mail: [email protected]


MARKTÜBERSICHT


Bezugsquellenverzeichnis / Buyers Guide

AATEX-Dekanter ATEX decanterFILTRATEC Mobile Schlamm entwässerung GmbH, Voerde / D

Abscheider SeparatorsRAG ENERGY DRILLING GmbH, Gampern / A

VoTech Filter GmbH, Heinsberg / D

Abwasserreinigungsanlagen Waste water purification plantsFlottweg SE, Vilsbiburg / D

Additive AdditivesERC Additiv GmbH, Buchholz i.d. N. / D

– für den Mineralölhandel – for mineral oil tradingCHIMEC GmbH, München / D

Biodiesel – Biodiesel –CHIMEC GmbH, München / D

Heizöl – Heating oil –CHIMEC GmbH, München / DERC Additiv GmbH, Buchholz i.d. N. / D

Kraftstoff – Fuels –CHIMEC GmbH, München / D

ERC Additiv GmbH, Buchholz i.d. N. / D

Adsorptionsanlagen Adsorption plantsBilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / D

Silica Verfahrenstechnik GmbH, Berlin / D

Altlastensanierung Contaminated sites remediationJ+B Küpers GmbH, Osterwald / D

Analysengeräte Analytical instrumentsFeststoff – Percent solids concentration –HYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

Anlagen für Mineralöl-, Gas- und chemische Industrie Plants for the oil, gas and chemical industryALLWEILER GmbH, Radolfzell / D

Bilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / D

Chemieanlagenbau Chemnitz GmbH, Chemnitz / D

EDL Anlagenbau Gesellschaft mbH, Leipzig / D

EPC Celle GmbH, Celle / D

Flottweg SE, Vilsbiburg / D

G & K Montagengesellschaft GmbH & Co. KG, Großenkneten / D

ILF Beratende Ingenieure GmbH, München / D

IMPaC Offshore Engineering GmbH, Hamburg / D

MAX STREICHER Anlagentechnik GmbH & Co. KG, Niederwinkling / D

NETZSCH Pumpen & Systeme GmbH, Waldkraiburg / D

PLE Pipeline Engineering GmbH, Berlin / D

Pörner Ingenieurgesellschaft mbH, Wien / A

SKL Engineering & Contracting GmbH, Hannover / D

STREICHER Anlagenbau GmbH & Co. KG, Gommern / D


Untergrundspeicher- und Geotechnologie-Systeme GmbH, Mittenwalde/Mark / D

I. Planung und Entwurf I. Planning and design Gewinnung und Aufbereitung Production and treatmentDEEP.KBB GmbH, Bad Zwischenahn / D

ESK GmbH, Freiberg / D

II. Bauausführung und / oder Überwachung II. Engineering and / or construction Gewinnung und Aufbereitung Production and treatmentDEEP.KBB GmbH, Bad Zwischenahn / D




Anlagen und Systeme für die Öl- und Gasindustrie Plants and systems for the oil and gas industryFlottweg SE, Vilsbiburg / D


RAG ENERGY DRILLING GmbH, Gampern / A

Apparatebau Apparatus constructionG & K Montagengesellschaft GmbH & Co. KG, Großenkneten / D

Weber Industrieller Rohrleitungsbau & Anlagenbau GmbH & Co. KG, Pulheim / D

Armaturen-Instandhaltung Valve maintenanceBilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / D

SABO-armaturen service GmbH, Wiehl / D

Armaturenservice Valve serviceSABO-armaturen service GmbH, Wiehl / D

Aromatenextraktion BTX extractionEDL Anlagenbau Gesellschaft mbH, Leipzig / D

BBeratungen – Studien ConsultancyBilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / D





KÖTTER Consulting Engineers GmbH & CO. KG, Rheine / D

LINDSCHULTE Ingenieurgesellschaft mbH, Nordhorn / D




Instandhaltungs – Maintenance –Applus RTD Deutschland Inspektionsgesellschaft mbH, Bochum / D

Petroleum Engineering Petroleum engineeringEPC Celle GmbH, Celle / D


Untergrundspeicher Underground storageDEEP.KBB GmbH, Bad Zwischenahn / D




Biogas-Anlagenerweiterung Biogas upgrading plantsBilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / D

Bitumenanlagen Bitumen/Asphalt plantsPörner Ingenieurgesellschaft mbH, Wien / A

Blowoutpreventer Preventer, blowout (BOP)Drexel Service GmbH, Hannover / D

NORMEC® Oilfield Products Sales and Services GmbH, Celle / D

– Closing units – Closing unitsDrexel Service GmbH, Hannover / D

– Service – ServiceITAG Tiefbohr GmbH, Celle / D

STREICHER Drilling Technology GmbH, Deggendorf / D

Bohranlagen Drilling rigsDrillTec GUT GmbH Großbohr- und Umwelttechnik, Deggendorf / D

ITAG Tiefbohr GmbH, Celle / D

KCA Deutag Drilling GmbH, Bad Bentheim / D





Brunnen – Water well –STREICHER Drilling Technology GmbH, Deggendorf / D

Explorations – Exploration –DrillTec GUT GmbH Großbohr- und Umwelttechnik, Deggendorf / D




Workover-Anlagen Workover rigs –ITAG Tiefbohr GmbH, Celle / D


MAX STREICHER GmbH & Co. Kommanditgesellschaft auf Aktien, Deggendorf / D


Überholung und Reparatur von – Overhaul & repair of –STREICHER Drilling Technology GmbH, Deggendorf / D

Bohrantriebe Drilling motorsMICON-Drilling GmbH, Nienhagen / D


Wenzel Downhole Tools Europe GmbH, Celle / D


MARKTÜBERSICHT


Bohrgeräte und -werkzeuge Drilling equipment and toolsDrexel Service GmbH, Hannover / D

FORUM B + V Oil Tools GmbH, Hamburg / D

MICON-Drilling GmbH, Nienhagen / D

NOV Completion Tools GOT German Oil Tools GmbH, Vechta / D


Wenzel Downhole Tools Europe GmbH, Celle / D

Kerngewinnung Coring –Baker Hughes, Celle / D


Logging While Drilling Logging while drilling –Baker Hughes, Celle / D

Mietservice Rental –KCA Deutag Drilling GmbH, Bad Bentheim / D

Richt- und Horizonalbohren Directional & horizontal drilling –Baker Hughes, Celle / D


Bohrgestänge DrillpipeAluminium – Aluminium –OTTO FUCHS Drilling Solutions GmbH, Meinerzhagen / D

Bohrkernanalyse Core analysisGesteinslabor Dr. Eberhard Jahns, Heiligenstadt / D

Bohrlochkopf-Ausrüstung Wellhead equipmentHARTMANN VALVES GmbH, Burgdorf- Ehlershausen / D


Bohrlochköpfe Wellheads (Christmas Tree)HARTMANN VALVES GmbH, Burgdorf- Ehlershausen / D

PEG Rohrleitungssysteme GmbH, Bad Bentheim / D

Bohrlochmeßgeräte Logging equipment, WellAbweichungs – Deviation –MICON-Drilling GmbH, Nienhagen / D

Formationsbestimmung Formation evaluation –Baker Hughes, Celle / D

Bohrmeißel Bits, drillingBaker Hughes, Celle / D



Bohrspülungs-Messgeräte Mud testing equipmentNORMEC® Oilfield Products Sales and Services GmbH, Celle / D

Bohrungen Drilling contractorsDrillTec GUT GmbH Großbohr- und Umwelttechnik, Deggendorf / D





Aufschlußbohrungen Exploration well –ITAG Tiefbohr GmbH, Celle / D


Gasspeicherbohrungen Gasstorage well –DrillTec GUT GmbH Großbohr- und Umwelttechnik, Deggendorf / D



Geothermiebohrungen Geothermal well –DrillTec GUT GmbH Großbohr- und Umwelttechnik, Deggendorf / D



Schrägbohrungen Slanted drilling –DrillTec GUT GmbH Großbohr- und Umwelttechnik, Deggendorf / D

Tiefbohrungen Deep well –DrillTec GUT GmbH Großbohr- und Umwelttechnik, Deggendorf / D



CChemikalien Chemicals– für Petrochemieprozesse – for petrochemical processesCHIMEC GmbH, München / D

– für die Erdölverarbeitung – for oil refining processesBaker Hughes, Celle / D

CHIMEC GmbH, München / D

Antifäulnis – Antifoulants –CHIMEC GmbH, München / D

Wasserbehandlungs –

Water treatment –CHIMEC GmbH, München / D

Ölförder – Oil recovery –Baker Hughes, Celle / D

Chemische Analyse Chemical analysisGEO-data, Gesellschaft für Logging- Service mbH, Garbsen / D

Chemische Reinigung Chemical cleaningIntero Integrity Services GmbH, Hürth / D

Reym GmbH, Emstek / D

Coiled-Tubing-Ausrüstung Coiled tubing equipmentBaker Hughes, Celle / D


DDatenverarbeitung Data processingLINDSCHULTE Ingenieurgesellschaft mbH, Nordhorn / D

Kartografie Mapping & contouringLINDSCHULTE Ingenieurgesellschaft mbH, Nordhorn / D

Dekontaminationstechnik Decontamination technologyCHIMEC GmbH, München / D

Intero Integrity Services GmbH, Hürth / D

Destillationsanlagen Distillation plantsChemieanlagenbau Chemnitz GmbH, Chemnitz / D

Dichtungen SealsSABO-armaturen service GmbH, Wiehl / D

Dichtungen Gaskets (see also Seals)SABO-armaturen service GmbH, Wiehl / D

Dichtungen SealsSchwimmdach – Floating roof –Carl Spaeter GmbH, Hamburg / D

Dosier-Technologie Dosing technologyBilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / D

Drehvorrichtung für Steigrohre Rotating units, Tubing –NORMEC® Oilfield Products Sales and Services GmbH, Celle / D

Druckbehälter Vessels, pressureG & K Montagengesellschaft GmbH & Co. KG, Großenkneten / D

Rohr- und Metallbau Busch GmbH, Osterwald / D

Drucküberwachungsausrüstung

Pressure control equipmentHYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

R.O.T. Reimann Oil Tools Ltd. & Co. KG, Brietlingen / D

EE-Fuels e-fuelsEDL Anlagenbau Gesellschaft mbH, Leipzig / D

EPC-Projekte EPC-projectsBilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / D



MAX STREICHER GmbH & Co. Kommanditgesellschaft auf Aktien, Deggendorf / D

Elevatoren für Casing/Tubing/Drillpipe Elevators, Casing / Drill Pipe / TubingDrexel Service GmbH, Hannover / D

Engineering EngineeringBilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / D


ENCOS GmbH & Co. KG, Hamburg / D











TanQuid GmbH & Co. KG, Duisburg / D

Uniper Technologies GmbH, Gelsenkirchen / D


– für Bohrungen Drilling –DEEP.KBB GmbH, Bad Zwischenahn / D

Anlagenmodernisierungs – Revamp –Chemieanlagenbau Chemnitz GmbH,


MARKTÜBERSICHT


Chemnitz / D



Chemie – Chemical –Chemieanlagenbau Chemnitz GmbH, Chemnitz / D



Entwurf – Designing –Chemieanlagenbau Chemnitz GmbH, Chemnitz / D




Feuerungsbau – Combustion –Chemieanlagenbau Chemnitz GmbH, Chemnitz / D

Gas – Gas –Bilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / D




Rohr- und Metallbau Busch GmbH, Osterwald / D


Geothermalprojekte – Geothermal projects –DEEP.KBB GmbH, Bad Zwischenahn / D

Prozess – Process –Chemieanlagenbau Chemnitz GmbH, Chemnitz / D

DEEP.KBB GmbH, Bad Zwischenahn / D





Regelungs – Control –Chemieanlagenbau Chemnitz GmbH, Chemnitz / D



Reservoir – Reservoir –DEEP.KBB GmbH, Bad Zwischenahn / D

Rohrleitungsbau – Pipeline –G & K Montagengesellschaft GmbH & Co. KG, Großenkneten / D




Untertagespeicherung – Underground storage –Chemieanlagenbau Chemnitz GmbH, Chemnitz / D







Entaspaltierung (SDA / PDA) Solvent deasphalting (SDA / PDA)EDL Anlagenbau Gesellschaft mbH, Leipzig / D

Entparaffinierung DewaxingEDL Anlagenbau Gesellschaft mbH, Leipzig / D

Entschwefelungsanlagen Desulphurizing plantsChemieanlagenbau Chemnitz GmbH, Chemnitz / D



Erdgas-Aufbereitungsanlagen Natural gas preparation plantsEPC Celle GmbH, Celle / D




Erdgas-Verarbeitungsanlagen Natural gas processing plantsBilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / D







Erdöl-Aufbereitungsanlagen Crude oil processing plantsChemieanlagenbau Chemnitz GmbH, Chemnitz / D




FFangwerkzeuge Fishing toolsBaker Hughes, Celle / D

NOV Completion Tools, GOT German Oil Tools GmbH, Vechta / D

Feldleitungen Flow linesKomponenten für – Equipment for –NORMEC® Oilfield Products Sales and Services GmbH, Celle / D

Felsmechanik Rock mechanicsLabordienstleistungen – Laboratory services –Gesteinslabor Dr. Eberhard Jahns, Heiligenstadt / D

Filter FiltersHYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D


Doppel – Dual –HYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

Druck – Pressure –HYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

Einfach – Single –HYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

Flüssigkeits – Liquids –HYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

Gas – Gas –HYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D


Luft – Air –VoTech Filter GmbH, Heinsberg / D

Rückspül – Back-wash –HYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

Wasser – Water –

HYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

Öl – Oil –HYDAC INTERNATIONAL GmbH, ‚ Sulzbach/Saar / D

Filteraggregate Filter unitsHYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

Filtereinsätze Filter cartridgesHYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D


Filterkerzen Filter candlesHYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D


Filtertechnische Anlagen und Geräte Filter plants and instrumentsHYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D


– für Flüssiggase – for liquid gasesHYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

– für Hydraulikanlagen – for hydraulic unitsHYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

– für Mineralöl – for petroleumHYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

– für aggressive Chemikalien – for aggressive chemicalsHYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

– für visköse Medien – for viscous mediaHYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

Flüssigerdgasanlagen LNG plantsILF Beratende Ingenieure GmbH, München / D


Formalinanlagen Formalin plantsPörner Ingenieurgesellschaft mbH, Wien / A

Frac-Ausrüstung Frac equipmentNOV Completion Tools GOT German Oil Tools GmbH, Vechta / D

Freiförderausrüstung Well testing equipment


MARKTÜBERSICHT



Futterrohr-/Steigrohrhänger Hanger, casing / tubingNOV Completion Tools GOT German Oil Tools GmbH, Vechta / D

GGas-Management-Systeme Gas management systemsPSI Aktiengesellschaft für Produkte und Systeme der Informations technologie, Berlin / D

Gas-Odorierung Gas odorizationBilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / D

Gasanlagenbau Gas plantsChemieanlagenbau Chemnitz GmbH, Chemnitz / D





Gasaufbereitungsanlagen Gas treatment plantsBilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / D

Gastrocknungsanlagen Gas dehydration plantsBilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / D


Gasverflüssigungsanlagen Gas liquefaction plantsSilica Verfahrenstechnik GmbH, Berlin / D

Gasspeicheroptimierung Gas storage optimizationESK GmbH, Freiberg / D

SOCON Sonar Control Kavernenvermessung GmbH, Giesen / D

Gebläse BlowersAerzener Maschinenfabrik GmbH, Aerzen / D

Vakuum – Vacuum –MAN Energy Solutions SE, Oberhausen / D

Geophysik GeophysicsSOCON Sonar Control Kavernenvermessung GmbH, Giesen / D

IIndustriereinigung Industrial cleaning

BUCHEN UmweltService GmbH, Köln / DJ+B Küpers GmbH, Osterwald / DReym GmbH, Emstek / DIngenieurbüros EngineersDEEP.KBB GmbH, Bad Zwischenahn / DEPC Celle GmbH, Celle / DESK GmbH, Freiberg / DKÖTTER Consulting Engineers GmbH & CO. KG, Rheine / DLINDSCHULTE Ingenieurgesellschaft mbH, Nordhorn / DPörner Ingenieurgesellschaft mbH, Wien / ASKL Engineering & Contracting GmbH, Hannover / DUntergrundspeicher- und Geotechnologie-Systeme GmbH, Mittenwalde/Mark / DInhibitoren InhibitorsKorrosions – Corrosion –CHIMEC GmbH, München / DInspektion (zerstörungsfreie) Inspection (non-destruction)3P Services GmbH & Co. KG, Wietmarschen / DIntero Integrity Services GmbH, Hürth / DTuboscope Vetco Deutschland GmbH, Celle / DDurchstrahlungs – Radiographic –Tuboscope Vetco Deutschland GmbH, Celle / DFarbeindring – Dye penetrant testTuboscope Vetco Deutschland GmbH, Celle / DHärtemessung Hardness testingTuboscope Vetco Deutschland GmbH, Celle / DMagnetic-Flux Leckage – Magnetic flux leakage –3P Services GmbH & Co. KG, Wiet-marschen / DROSEN Europe B.V., Oldenzaal / NLTuboscope Vetco Deutschland GmbH, Celle / DMagnetpulver – Magnetic particle –Tuboscope Vetco Deutschland GmbH, Celle / DOCTG-Inspektionen – OCTG inspections –Tuboscope Vetco Deutschland GmbH, Celle / DPipeline – Pipeline –3P Services GmbH & Co. KG, Wietmarschen / D

Applus RTD Deutschland Inspektionsgesellschaft mbH, Bochum / DROSEN Europe B.V., Oldenzaal / NLTuboscope Vetco Deutschland GmbH, Celle / DRohr – Pipe –3P Services GmbH & Co. KG, Wietmarschen / DROSEN Europe B.V., Oldenzaal / NLTuboscope Vetco Deutschland GmbH, Celle / DUltraschall – Ultrasonic –3P Services GmbH & Co. KG, Wietmarschen / DApplus RTD Deutschland Inspektionsgesellschaft mbH, Bochum / DROSEN Europe B.V., Oldenzaal / NLTuboscope Vetco Deutschland GmbH, Celle / DUnterwasserpipeline – Pipeline, underwater –3P Services GmbH & Co. KG, Wietmarschen / DApplus RTD Deutschland Inspektionsgesellschaft mbH, Bochum / DROSEN Europe B.V., Oldenzaal / NLTuboscope Vetco Deutschland GmbH, Celle / DVisuelle – Visual examination –Tuboscope Vetco Deutschland GmbH, Celle / DWirbelstrom – Eddy current testingTuboscope Vetco Deutschland GmbH, Celle / DInstandhaltung MaintenanceBilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / DG & K Montagengesellschaft GmbH & Co. KG, Großenkneten / DRohr- und Metallbau Busch GmbH, Osterwald / DWeber Industrieller Rohrleitungsbau & Anlagenbau GmbH & Co. KG, Pulheim / DXERVON Instandhaltung GmbH, Münchsmünster / D

KKabeldurchführungen Cable transitsRoxtec GmbH, Hamburg / DKatalysator-Handling Catalyst handlingBUCHEN-ICS GmbH, Köln / DKatalysator-Service Catalyst serviceBUCHEN-ICS GmbH, Köln / D

Kathodische Korrosionsschutz-anlagen Corrosion preventing inst., cathodicVitalis KKS & Elektrotechnik Service GmbH, Meppen / D

Kessel BoilersG & K Montagengesellschaft GmbH & Co. KG, Großenkneten / D

Klärschlammentsorgungssysteme Sewage sludge disposal systemsFlottweg SE, Vilsbiburg / D

Komplettierungssysteme & Packer Completion systems & packersNOV Completion Tools, GOT German Oil Tools GmbH, Vechta / D

Komplettierungswerkzeuge Completion toolsNOV Completion Tools, GOT German Oil Tools GmbH, Vechta / D

Kompressoren und Verdichter CompressorsAerzener Maschinenfabrik GmbH, Aerzen / D

Burckhardt Compression (Deutschland) GmbH, Neuss / D

– Service – ServiceNEUMAN & ESSER GROUP, Übach-Palenberg / D

Axial – Axial –MAN Energy Solutions SE, Oberhausen / D

Getriebe – Gear type –MAN Energy Solutions SE, Oberhausen / D

Isotherm – Isotherm –MAN Energy Solutions SE, Oberhausen / D

Kolben –Reciprocating – (Piston –)Burckhardt Compression (Deutschland) GmbH, Neuss / D


NEUMAN & ESSER GROUP, Übach-Palenberg / D


Pipeline – Pipeline –MAN Energy Solutions SE, Oberhausen / D

Radial – Radial –MAN Energy Solutions SE, Oberhausen / D

Schrauben – Screw –


MARKTÜBERSICHT


MAN Energy Solutions SE, Oberhausen / DKompressorenservice Compressors serviceBilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / DBurckhardt Compression (Deutschland) GmbH, Neuss / DSulzer Pumpen (Deutschland) GmbH, Bruchsal / DKompressorstationen Compressor stationsG & K Montagengesellschaft GmbH & Co. KG, Großenkneten / DILF Beratende Ingenieure GmbH, München / DPEG Rohrleitungssysteme GmbH, Bad Bentheim / D(high pressure)Korrosionskontrolle Corrosion controlApplus RTD Deutschland Inspektionsgesellschaft mbH, Bochum / DKorrosionsschutz Corrosion protectionRobke Erdöl- und Erdgastechnik GmbH, Vechta / DTuboscope Vetco Deutschland GmbH, Celle / DKranarbeiten Crane worksJ+B Küpers GmbH, Osterwald / D

LLeckage-Erkennung Leak detectionLINDSCHULTE Ingenieurgesellschaft mbH, Nordhorn / DPSI Aktiengesellschaft für Produkte und Systeme der Informations technologie, Berlin / DLiner Hanger Liner hangersNOV Completion Tools, GOT German Oil Tools GmbH, Vechta / DLösungsmittel-Rückgewinnungs-anlagen Solvent recovery plantsSilica Verfahrenstechnik GmbH, Berlin / DLösungsmittelextraktion Solvent extractionEDL Anlagenbau Gesellschaft mbH, Leipzig / D

MManifolds ManifoldsDrexel Service GmbH, Hannover / DNORMEC® Oilfield Products Sales and Services GmbH, Celle / DMarktscheidewesen Mine surveying engineeringSOCON Sonar Control Kavernenvermessung GmbH,

Giesen / D

Mess- und Regelstationen Metering & regulating stationsRAG ENERGY DRILLING GmbH, Gampern / A

Messgeräte GaugesNiveau – Liquid level –HYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

Metallschutz Metal protectionRobke Erdöl- und Erdgastechnik GmbH, Vechta / D

Mischtechnik Mixing technologyBilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / D

Molche Pigs3P Services GmbH & Co. KG, Wietmarschen / D

ROSEN Europe B.V., Oldenzaal / NL

Elektronische – Electronic –3P Services GmbH & Co. KG, Wietmarschen / D


Molchschleusen Pig trapsPEG Rohrleitungssysteme GmbH, Bad Bentheim / D

Molchungen PiggingIntero Integrity Services GmbH, Hürth / D

Montage ErectionWeber Industrieller Rohrleitungsbau & Anlagenbau GmbH & Co. KG, Pulheim / D

Mud logging Mud loggingGEO-data, Gesellschaft für Logging- Service mbH, Garbsen / D

GeoService GmbH, Aurich / D

PetroServices GmbH, Edemissen / D

OOCGT-Materialien OCTG materialsBeschichtung von – Coating of –Tuboscope Vetco Deutschland GmbH, Celle / D

Ölfeldausrüstung Oilfield equipmentDrexel Service GmbH, Hannover / D



Robke Erdöl- und Erdgastechnik

GmbH, Vechta / D

Ölfeldservice Oilfield servicesNOV Completion Tools, GOT German Oil Tools GmbH, Vechta / D


Robke Erdöl- und Erdgastechnik GmbH, Vechta / D

Ölschlammaufbereitung Sludge treatment (oil)Flottweg SE, Vilsbiburg / D

Ölschlammtrennung Oil sludge separationFILTRATEC Mobile Schlammentwäs-serung GmbH, Voerde / D

Ofenreinigung Furnace cleaningIntero Integrity Services GmbH, Hürth / D

Offshore-Anlagen Offshore structuresEinzelkomponenten ModulesALLWEILER GmbH, Radolfzell / D



Offshore-Bohranlagen Offshore drilling rigsKCA Deutag Drilling GmbH, Bad Bentheim / D

PPacker Packers, DownholeBaker Hughes, Celle / D


NOV Completion Tools, GOT German Oil Tools GmbH, Vechta / D

Petrochemische Anlagen Petrochemical plantsChemieanlagenbau Chemnitz GmbH, Chemnitz / D



Pipeline Integrity Services Pipeline integrity services3P Services GmbH & Co. KG, Wietmarschen / D

pipe & lines service GmbH, Söding / A

Pipeline-Ausrüstungen Pipeline equipmentROSEN Europe B.V., Oldenzaal / NL

Pipeline-Management-Systeme Pipeline management systemsILF Beratende Ingenieure GmbH, München / D

PSI Aktiengesellschaft für Produkte und Systeme der Informations

technologie, Berlin / D

Pipeline-Wartung Pipeline maintenancepipe & lines service GmbH, Söding / A

Pipelines, Trassierungsuntersu-chungen für Pipeline route investigationILF Beratende Ingenieure GmbH, München / D



Pipelineservice Pipeline serviceIntero Integrity Services GmbH, Hürth / D

pipe & lines service GmbH, Söding / A

Hottap-Service Hottap servicePEG Rohrleitungssysteme GmbH, Bad Bentheim / D

Pipelinesysteme Pipeline systemsILF Beratende Ingenieure GmbH, München / D

Polyethylenanlagen Polyethylen plantsPörner Ingenieurgesellschaft mbH, Wien / A

Polymerisationsanlagen Polymerization plantsPörner Ingenieurgesellschaft mbH, Wien / A

Projekt-Management Project managementILF Beratende Ingenieure GmbH, München / D



Pulsationsdämpfer Dampers, pulsationWepuko Pahnke GmbH, Metzingen / D

Pumpen PumpsALLWEILER GmbH, Radolfzell / D

Baker Hughes, Celle / D


HAMMELMANN GmbH, Oelde / D



Sulzer Pumpen (Deutschland) GmbH, Bruchsal / D

URACA GmbH & Co. KG, Bad Urach / D

Wepuko Pahnke GmbH, Metzingen / D

Ammoniak – Ammonia –HAMMELMANN GmbH, Oelde / D


MARKTÜBERSICHT


URACA GmbH & Co. KG, Bad Urach / DAntriebe für – Drives for –NETZSCH Pumpen & Systeme GmbH, Waldkraiburg / DBooster – Booster –NETZSCH Pumpen & Systeme GmbH, Waldkraiburg / DCO2-Verpressungs – CO2 Reinjection –HAMMELMANN GmbH, Oelde / DSulzer Pumpen (Deutschland) GmbH, Bruchsal / DURACA GmbH & Co. KG, Bad Urach / DWepuko Pahnke GmbH, Metzingen / DChemie – Chemical –ALLWEILER GmbH, Radolfzell / DHAMMELMANN GmbH, Oelde / DNETZSCH Pumpen & Systeme GmbH, Waldkraiburg / DURACA GmbH & Co. KG, Bad Urach / DDickstoff – Pulp –ALLWEILER GmbH, Radolfzell / DNETZSCH Pumpen & Systeme GmbH, Waldkraiburg / DSulzer Pumpen (Deutschland) GmbH, Bruchsal / DDrehkolben – Rotary piston –NETZSCH Pumpen & Systeme GmbH, Waldkraiburg / DDruckprüf – Pressure test –URACA GmbH & Co. KG, Bad Urach / DWepuko Pahnke GmbH, Metzingen / DDuplex – Duplex –NETZSCH Pumpen & Systeme GmbH, Waldkraiburg / DFeuerlösch – Fire fighting –ALLWEILER GmbH, Radolfzell / DFlüssiggas – LPG –HAMMELMANN GmbH, Oelde / DWepuko Pahnke GmbH, Metzingen / DGestängetief – Rod – (oil well –)Baker Hughes, Celle / DNETZSCH Pumpen & Systeme GmbH, Waldkraiburg / DNOV Completion Tools GOT German Oil Tools GmbH, Vechta / DGlycol – Glycol –HAMMELMANN GmbH, Oelde / DURACA GmbH & Co. KG, Bad Urach / DWepuko Pahnke GmbH, Metzingen / D

Heißöl –Hot oil –ALLWEILER GmbH, Radolfzell / D




Hochdruck – High pressure –ALLWEILER GmbH, Radolfzell / D






Hubkolben – Reciprocating –URACA GmbH & Co. KG, Bad Urach / D


Hydraulisch betriebene – Hydraulic operated –HYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

Injektions – Injection –Bilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / D






Kesselspeise – Boiler feed –ALLWEILER GmbH, Radolfzell / D




Kreisel – Centrifugal –ALLWEILER GmbH, Radolfzell / D

Baker Hughes, Celle / D

Drexel Service GmbH, Hannover / D


Kühlwasser – Cooling water –ALLWEILER GmbH, Radolfzell / D



Mehrstufen – Multistage –ALLWEILER GmbH, Radolfzell / D


Membran –Diaphragm –Bilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / D


Mess – Metering –NETZSCH Pumpen & Systeme GmbH, Waldkraiburg / D

Methanol – Methanol –HAMMELMANN GmbH, Oelde / D



Multiphasen – Multiphase –NETZSCH Pumpen & Systeme GmbH, Waldkraiburg / D


Pipeline – Pipeline –ALLWEILER GmbH, Radolfzell / D


Prozess – Process –ALLWEILER GmbH, Radolfzell / D





Spül – Slush – (mud –)ALLWEILER GmbH, Radolfzell / D

Säure – Acid –ALLWEILER GmbH, Radolfzell / D


Tief-, PCP und ESPCP Downhole –, PCP and ESPCPBaker Hughes, Celle / D


Tiefsttemperatur – Cryogenic –Wepuko Pahnke GmbH, Metzingen / D

Tieftemperatur – Low temperature –Sulzer Pumpen (Deutschland) GmbH, Bruchsal / D

Triplex – Triplex –HAMMELMANN GmbH, Oelde / D


Umwälz – Circulation –ALLWEILER GmbH, Radolfzell / D


Unterwasser- und Tauch-Kreisel- Submerged centrifugal –ALLWEILER GmbH, Radolfzell / DBaker Hughes, Celle / DWasser – Water –ALLWEILER GmbH, Radolfzell / DSulzer Pumpen (Deutschland) GmbH, Bruchsal / DPumpenaggregate Pumping setsHAMMELMANN GmbH, Oelde / DNETZSCH Pumpen & Systeme GmbH, Waldkraiburg / DURACA GmbH & Co. KG, Bad Urach / DWepuko Pahnke GmbH, Metzingen / DPumpenservice Pumping serviceWeber Industrieller Rohrleitungsbau & Anlagenbau GmbH & Co. KG, Pulheim / D– Betriebs- und Wartungs-schulung – Operation & maintenance trainingSulzer Pumpen (Deutschland) GmbH, Bruchsal / D– Reverse Engineering – Reverse engineeringSulzer Pumpen (Deutschland) GmbH, Bruchsal / D– Wartung und Analyse – Inspection & analysisSulzer Pumpen (Deutschland) GmbH, Bruchsal / D– Wartungsverträge – Contract maintenanceSulzer Pumpen (Deutschland) GmbH, Bruchsal / D– Zustandsüberwachung – Condition monitoringSulzer Pumpen (Deutschland) GmbH, Bruchsal / D– Überholung – RetrofitSulzer Pumpen (Deutschland) GmbH, Bruchsal / DPumpenteile Pump partsNETZSCH Pumpen & Systeme GmbH, Waldkraiburg / DSulzer Pumpen (Deutschland) GmbH, Bruchsal / DPup-Joints (Gestängepassenden) Pup jointsNETZSCH Pumpen & Systeme GmbH, Waldkraiburg / D

RRaffinerieanlagen Refinery plantsChemieanlagenbau Chemnitz GmbH, Chemnitz / DEDL Anlagenbau Gesellschaft mbH,


MARKTÜBERSICHT


Leipzig / DG & K Montagengesellschaft GmbH & Co. KG, Großenkneten / DMAX STREICHER Anlagentechnik GmbH & Co. KG, Niederwinkling / DPörner Ingenieurgesellschaft mbH, Wien / ASKL Engineering & Contracting GmbH, Hannover / DReinigungsanlagen Cleaning plantsHAMMELMANN GmbH, Oelde / DRekonstruktionen/Umbauten RevampsEDL Anlagenbau Gesellschaft mbH, Leipzig / DRichtbohrservice Directional Drilling ServicesMICON-Drilling GmbH, Nienhagen / DRig handling tools Rig handling toolsNORMEC® Oilfield Products Sales and Services GmbH, Celle / DRohrdurchführungen Pipe transitsRoxtec GmbH, Hamburg / DRohrleitungs-/Pipeline-Bau Pipeline constructionG & K Montagengesellschaft GmbH & Co. KG, Großenkneten / DMAX STREICHER GmbH & Co. Kommanditgesellschaft auf Aktien, Deggendorf / DRohr- und Metallbau Busch GmbH, Osterwald / DWeber Industrieller Rohrleitungsbau & Anlagenbau GmbH & Co. KG, Pulheim / DRohrleitungsbauzubehör Pipelines, accessoires of –Tuboscope Vetco Deutschland GmbH, Celle / DVerbindungsmuffen – Sleeves –Tuboscope Vetco Deutschland GmbH, Celle / DRohrleitungsreinigung und -Inspektion Pipeline cleaning and inspection3P Services GmbH & Co. KG, Wietmarschen / DPSI Pipeline Services International GmbH & Co. KG, Geeste-Dalum / DROSEN Europe B.V., Oldenzaal / NLRohrleitungsüberwachung Pipeline surveying3P Services GmbH & Co. KG, Wiet-marschen / DApplus RTD Deutschland Inspektionsgesellschaft mbH, Bochum / DLINDSCHULTE Ingenieurgesellschaft mbH, Nordhorn / D

SSCADA-Systeme SCADA systemsILF Beratende Ingenieure GmbH, München / D

PSI Aktiengesellschaft für Produkte und Systeme der Informations technologie, Berlin / D

Schalltechnik Sound technologyKÖTTER Consulting Engineers GmbH & CO. KG, Rheine / D

Schellen ClampsRohrleitung – Pipe –HYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

Schlauch – Hose –HYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

Schlammentwässerung Sludge dewateringFILTRATEC Mobile Schlamm entwässerung GmbH, Voerde / D


Schläuche HosesHochdruck – High pressure –NORMEC® Oilfield Products Sales and Services GmbH, Celle / D

Schmierstoffmischung Lube oil blendingEDL Anlagenbau Gesellschaft mbH, Leipzig / D

Schwefelgewinnungsanlagen Sulphur recovery plantsChemieanlagenbau Chemnitz GmbH, Chemnitz / D

Schwimmdecken (Tank-) Floating cover, internalCarl Spaeter GmbH, Hamburg / D

Schwingungstechnik Vibration technologyKÖTTER Consulting Engineers GmbH & CO. KG, Rheine / D

Seilwinden Wireline unitsR.O.T. Reimann Oil Tools Ltd. & Co. KG, Brietlingen / D

Sicherheitsausrüstungen Safety equipmentHIPPS HIPPS (High integrity pressure protection system)PEG Rohrleitungssysteme GmbH, Bad Bentheim / D

Life support systems – Life support systems –HYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

Siloreinigung Silo cleaningBUCHEN-ICS GmbH, Köln / D

Slickline-Operations Slickline operationsWerkzeuge für – Tools for –R.O.T. Reimann Oil Tools Ltd. & Co. KG, Brietlingen / D

Slickline-Service Slickline servicesR.O.T. Reimann Oil Tools Ltd. & Co. KG, Brietlingen / D

Steigrohre TubingOTTO FUCHS Drilling Solutions GmbH, Meinerzhagen / D

Stellantriebe für Armaturen Actuators, valveFlowserve Flow Control GmbH, Ettlingen / D


SCHUCK GROUP, Steinheim / D

Stellantriebe, Hydraulische – Actuators, hydraulicHYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

Steuerungsanlagen Control systemsBOP – Blow out preventer – (BOP)NORMEC® Oilfield Products Sales and Services GmbH, Celle / D

hydraulische – hydraulic –HYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

Stickstoff-Service Nitrogen servicesIntero Integrity Services GmbH, Hürth / D

Stillstandsmanagement Turnaround managementBUCHEN UmweltService GmbH, Köln / D



XERVON Instandhaltung GmbH, Münchsmünster / D

TTankbodenprüfung Tank floor scanning3P Services GmbH & Co. KG, Wietmarschen / D

Applus RTD Deutschland Inspektionsgesellschaft mbH, Bochum / D


Tuboscope Vetco Deutschland GmbH, Celle / D

Tankdachprüfung Tank roof inspectionTuboscope Vetco Deutschland GmbH, Celle / D

Tanklager Tank farmsILF Beratende Ingenieure GmbH, München / D

STREICHER Anlagenbau GmbH & Co. KG, Gommern / D

TanQuid GmbH & Co. KG, Duisburg / D

Operatorship – Operatorship –TanQuid GmbH & Co. KG, Duisburg / D

Tankreinigung Tank cleaningBUCHEN UmweltService GmbH, Köln / D


J+B Küpers GmbH, Osterwald / D


Tanktransporte Tank transportJ+B Küpers GmbH, Osterwald / D


Temperaturkontrollausrüstung Temperature control equipmentHYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

Trockungsanlagen Drying plantsChemieanlagenbau Chemnitz GmbH, Chemnitz / D



– für organische Flüssigkeiten Organic liquids –Silica Verfahrenstechnik GmbH, Berlin / D

Erdgas – Natural gas –Bilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / D


Gas – Gas –Bilfinger EMS GmbH, Cloppenburg / D


Turbinen TurbinesDampf – Steam –MAN Energy Solutions SE, Oberhausen / D

Gas – Gas –MAN Energy Solutions SE, Oberhausen / D

Turbo-Expander


MARKTÜBERSICHT


Turbo-ExpandersProzessgas – Process-gas –MAN Energy Solutions SE, Oberhausen / D

UUltraschallreinigung Ultrasonic cleaningReym GmbH, Emstek / D

Umweltservice Environmental serviceJ+B Küpers GmbH, Osterwald / D

Untertagespeicher Underground storage facilitiesChemieanlagenbau Chemnitz GmbH, Chemnitz / D






– für Druckuft, H, N – for compressed air, H, NDEEP.KBB GmbH, Bad Zwischenahn / D


– für Erdgas – for natural gasChemieanlagenbau Chemnitz GmbH, Chemnitz / D



– für Rohöl, Mineralölprodukte – for crude oil, petroleum productsChemieanlagenbau Chemnitz GmbH, Chemnitz / D



Übergänge CrossoversMICON-Drilling GmbH, Nienhagen / D


Überwachungs- und Regel-systeme Monitoring & control systemsHYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D

MAN Energy Solutions SE, Oberhausen / D

R.O.T. Reimann Oil Tools Ltd. & Co. KG, Brietlingen / D

VVentile und Schieber ValvesARCA Regler GmbH, Toenisvorst / D


Drexel Service GmbH, Hannover / D


Absperrorgane Shut-off –HYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D


Coaxial – Coaxial –HYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D



Doppelkugelhahn Twin ball –HARTMANN VALVES GmbH, Burgdorf- Ehlershausen / D


Drosselventile Butterfly –PEG Rohrleitungssysteme GmbH, Bad Bentheim / D

Elektrisch angetriebene – Electrical operated –HARTMANN VALVES GmbH, Burgdorf- Ehlershausen / D


Hochdruck – High pressure –HARTMANN VALVES GmbH, Burgdorf- Ehlershausen / D


Hochtemperatur – High temperature –HARTMANN VALVES GmbH, Burgdorf- Ehlershausen / D



Kompressoren – Compressor –Burckhardt Compression (Deutschland) GmbH, Neuss / D

Kugelhähne Ball –Flowserve Flow Control GmbH, Ettlingen / D

HARTMANN VALVES GmbH, Burgdorf-Ehlershausen / D





Molchhähne Pig –HARTMANN VALVES GmbH, Burgdorf- Ehlershausen / D

Pipeline-Schieber Pipeline –SABO-armaturen service GmbH, Wiehl / D

Rückschlagklappen und -ventile Check –HYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D



Schieber Gate –PEG Rohrleitungssysteme GmbH, Bad Bentheim / D


Selbstschließ – Automatic shut-off –HYDAC INTERNATIONAL GmbH, Sulzbach/Saar / D


Sicherheits (ESD) – ESD (Emergency Shut Down) –HARTMANN VALVES GmbH, Burgdorf- Ehlershausen / D


Sicherheitsventile Safety –PEG Rohrleitungssysteme GmbH, Bad Bentheim / D


Tieftemperatur – CryogenicPEG Rohrleitungssysteme GmbH, Bad Bentheim / D

Unterwasser – Subsea –HARTMANN VALVES GmbH, Burgdorf- Ehlershausen / D


Verarbeitung von Bohrschlamm Drilling mud controlFlottweg SE, Vilsbiburg / D

Verbinder JointsMICON-Drilling GmbH, Nienhagen / D

Gestänge – Tool –MICON-Drilling GmbH, Nienhagen / D

Isolierstücke Insulation –PEG Rohrleitungssysteme GmbH, Bad Bentheim / D

WWachsentölung Wax deoilingEDL Anlagenbau Gesellschaft mbH, Leipzig / D

Wasser- und Abwasser-Anlagen und -Systeme Water and waste water plants and systemsFlottweg SE, Vilsbiburg / D


Wassertrennschleifen Water abrasive cuttingReym GmbH, Emstek / D

Well integrity Well integrity3P Services GmbH & Co. KG, Wietmarschen / D




Wellheadservice Wellhead serviceHARTMANN VALVES GmbH, Burgdorf- Ehlershausen / D

Workover Rigs Workover rigsITAG Tiefbohr GmbH, Celle / D

ZZementierausrüstung Cementing equipmentR.O.T. Reimann Oil Tools Ltd. & Co. KG, Brietlingen / D

Zementierköpfe Cementing unitsNORMEC® Oilfield Products Sales and Services GmbH, Celle / D

Zementierung Cementing serviceBaker Hughes, Celle / D

Zentrierkörbe CentralizersNETZSCH Pumpen & Systeme GmbH, Waldkraiburg / D

Zentrifugen & Systeme Centrifuges & systemsFlottweg SE, Vilsbiburg / D

Zähler/Messgeräte MetersAerzener Maschinenfabrik GmbH, Aerzen / D

Drehkolbengas – Gas –, rotary pistonAerzener Maschinenfabrik GmbH, Aerzen / D

Gas – Gas –Aerzener Maschinenfabrik GmbH, Aerzen / D


ERDÖL ERDGAS KOHLE, 134 Jg. 2018, Heft 10 393

diskutierte das Thema »Sektorkopplung: Optionen für die nächste Phase der Energie-wende«. Henning stellte das BMBF-geför-derte Projekt »Energiesysteme der Zu-kunft (ESYS)«, durchgeführt von den deutschen Wissenschaftsakademien un-ter Federführung von acatech, vor. Teil davon ist das regenerative Energie-Mo-dell »REMod«, ein Modell zur Simulati-on und Optimierung der Entwicklung nationaler Energiesysteme unter Einbe-ziehung aller Verbrauchssektoren und Energieträger, Minimierung der Trans-formationskosten und studengenauer Modellierung. Laut Prof. Dr. Henning kann ein derartiges Modell zeigen, wie aus ganzheitlicher systemtechnischer Perspektive eine konsistente Entwick-lung von Gesamtsystemen aussehen kann und welche systematischen Ge-samtkosten damit verknüpft sind. Sein Fazit im Hinblick auf Brenn-/Kraftstoffe zeigt, dass Erdgas weiterhin eine zentrale Rolle spielt und dessen Bedeutung sogar gegenüber heute steigt. Eine Entwick-lung mit einer ausgeprägten Nutzung gasförmiger und flüssiger synthetischer Brenn- und Kraftstoffe hat folgende Im-plikationen im Vergleich zur Optimie-rung ohne Restriktionen: eine größere installierte Leistung von Solar- und Windanlagen für Strom wird nötig sein, höhere systemische Kosten und im Wär-mebereich der Bedarf von mehr Wärme-netzen werden entstehen. Weiters wird groß-skalige Wasserstofferzeugung im-mer Teil der Lösung sein. Insgesamt gel-te, dass Klimaschutzziele nur durch Sek-torkopplung (Strom, Wärme, Verkehr) erreichbar sein werden. Ein starker Aus-bau von erneuerbaren Energien wird notwendig sein. Henning sieht einen en-heitlich wirksamen Preis für CO

2-Emissi-

onen über alle Sektoren und Energieträ-ger, ein Aufbrechen sektorspezifischer Regulierungen und variable Strompreise um Flexibilität auszureizen als wichtige Elemente für die Weiterentwicklung des Marktrahmens.Im vorletzten Vortrag beantwortete Astrid Bohe, IBM, die Frage »Wie werden wir zu-künftige Systeme managen? Welche neuen Möglichkeiten gibt es: Industrie 4.0, künstli-che Intelligenz…«. Bohe sieht vier ver-schiedene Typen von Technologie-Trends, die die Energieindustrie antrei-ben: Erneuerbare Energie & Energiespei-cher, Elektrifizierung & Prosumerization (Professional trifft Consumer), Smartifi-cation von Grids und Projekten, Anstei-gen von Technologien wie z. B. Internet of Things, Cognitive Computing, Cloud, etc. In ihrem Vortrag stellte Bohe diverse Anwendungsbeispiele und Zukunftsvisi-onen aus Sicht von IBM vor, wie z. B. »Sophie«, einen virtuellen Agenten bei eprimo oder Asset Care, einer App, die den Ingenieur unterstützen soll.Vor dem Roundtable beendete Prof. Jür-

gen-Friedrich Hake die Vortragsreihe mit einem Impulsvortrag zum Thema »Gesell-schaftliche Aspekte der Transformation von Energiesystemen«. Technische Systeme werden in Bezug auf nachhaltige Ent-wicklung technisch, gesellschaftlich, wirtschaftlich und aus der Sicht des Um-welt und Klima-Aspekts bewertet. Ziele und Indikatoren einer Bewertung erfol-gen über globale Perspektiven (SDG) und lokale Perspektiven (Energiewende). Ha-ke zeigt mit einem Beispiel des Technolo-gie-Monitorings Erfolgsbedingungen von Partizipationsprozessen, die gesellschaft-liche Einstellung zur Energiewende auf-zeigen sollen. Partizipation schafft keine Akzeptanz, somit soll, wenn kein Raum für Mitentscheidung ist, auch keiner ge-schaffen werden. Hake sagt, dass Trans-formationsprozesse weit über technische Aspekte hinausgehen, sowohl inter- als auch transdisziplinär. Wert- und Zielvor-stellungen würden Transformationspro-zesse prägen, dies mache Geistes- und Sozialwissenschaften zum Bestandteil des holistischen Monitorings.Prof. Hake und Prof. Elsen luden vor Ver-anstaltungsende noch Prof Dr. Frank Behrendt, TU Berlin, Astrid Bohe, IBM, Prof. Dr. Christian Küchen und Prof. Dr. Kurt Wagemann, DECHEMA e.V. zum Roundtable mit dem Thema »Trends und Rahmenbedingungen der zukünftigen Ener-gie- und Rohstoffversorgung« ein. Die erste Frage der sich gewidmet wurde war wie Akzeptanz geschaffen werden kann. Wa-gemann meinte, dass Wissenschaftlier Vertrauen verspielen, weil sie auf die Energiewende setzen und andere Aspek-te und Kontroversen nicht zulassen. Man müsse verschiedene Lösungen zulassen. Behrendt spach an, dass es spezialisierte Experten gibt, die das Gesamte nicht se-hen. Es gäbe viele Komponenten die man alle berücksichtigen muss. Ausser-dem ist die Komunikation in der Öffent-lichkeit nicht mit der Kommunikation unter Fachleuten gleichzusetzen, auch dies wird oft nicht beachtet, deshalb soll-te die Kommunikation über Experten ge-schehen und Ingenieure und Wissen-schaftler beliefern mit Fakten. Bohe er-gänzte, dass man Akzeptanz über kun-denorientierte Kommunikation schaffen kann. Die Autoindustrie habe z. B. durch ein positiv besetztes Produkt ein wesent-lich besseres Image. Küchen stellte die Zwischenfrage, warum nichts weiter-geht. Man sei mit der Energiewende noch ganz am Anfang, es wurde bisher wenig beschlossen. Um die Ziele 2030 er-reichen zu können, müssen jetzt Maß-nahmen kommen, die allerdings der breiten Öffentlichkeit weh tun werden. Politiker müssen zugeben, dass es nicht umsonst sein wird und es gibt bereits vie-le Studien die suggerieren, dass es geht. Allerdings werden hohe Kosten entste-hen und es wird ein langer Prozess in

dem man die Ziele anpassen muss. Kü-chen sieht derzeit einen Stillsand in dem man seine Aussagen immer und immer wiederholen müsse. Wagemann sieht hin dessen die Rolle der DECHEMA und der DGMK zu kommunizieren und auch bes-ser zusammen zu arbeiten. Man müsse Fakten neutral aufsetzen und in die Poli-tik einbringen. Wegemann meinte es sei problematiisch wenn Wissenschaftler Studien für Auftraggeber produzieren. Elsen sprach als nächstes das Thema Kommunikation an und meint es ge-schieht, dass Meinugn beeinflusst wird und teilweise im falschen Zusammen-hang wiedergegeben wird. Er hinterfrag-te warum wir die Kommunikation nicht hinbekommen, wenn doch alle die Mög-lichkeit dazu haben. Wagemann recht-fertigte sich und meint die DECHEMA habe Modelle im Internet veröffentlicht um Ihre Arbeit transparent zu machen. Meldungen aus dem Publikum zeigten auf, dass eine Zurückhaltung in der Kommunikation nicht als richtig emp-funden wird und das womöglich die Rol-le der Information überschätzt wird – z. B. kam bei einer Umfrage raus, dass viele der Meinung sind ein Kohleausstieg sei möglich. Elsen meinte zum Thema Koh-lekraftwerk, dass in den Nachrichten teil-weise falsch gemeldet wird. Ein Vortrag von einem Politikberater zeigt auf, dass wohl keinen Studien mehr gelesen wer-den, da es zu viele gibt. Somit müsse man andere Wege gehen um die Medien zu informieren. Bohe ergänzte, dass man sich nicht vor den Medien verschließen darf und Leute brauche die zeitnah Aus-sagen richtig stellen. Eventuell muss man auch die Art und Weise der Kommunika-tion adaptieren. Man könne z. B. Search Engines nutzen um Keywords zu finden und damit negativen Stimmungsma-chern gegenzuwirken. Sie fügte die Not-wendigkeit Medien zu nutzen hinzu, Medienprofis seien dringen nötig. Als nächstes stand die Frage wie die Teil-nehmer die Energiewende sehen und welchem Beitrag man leisten könne im Raum. Bohe sagt man kann eine Rolle finden, brauche aber die richtigen Part-ner und solle nicht im Alleingang han-deln. Küchen erläutert, dass man Koh-lenstoff brauche, CO2-Emisionen aller-dings nicht. Man müsse Partner und Märkte finden, da wir jetzt Substanzen produzieren die teuerer als fossile sind. Wagemann findet das Tempo würde nicht mehr stimmen, man komme nicht rasche genug voran, somit dauert auch das implementieren von industriellen Prozessen sehr lange. 2020 sei somit nicht realistisch. n

VERANSTALTUNGEN

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VERANSTALTUNGEN


Einladung zur ordentlichen Mitgliederversammlung der DGMK

am 7. November 2018 in Hamburg

Liebe Mitglieder der DGMK,nach § 10 Abs. 3 der Satzung unserer Gesellschaft lade ich Sie hiermit zur ordentlichen Mitgliederversammlung 2018 am 7. November 2018 um 15.00 Uhr bei der DGMK, Überseering 40 in 22297 Hamburg, ein.

TAGESORDNUNG

1. Eröffnung der o. Mitgliederversammlung 2018 durch den Vorsitzenden der DGMK, Herrn Thomas Rappuhn.2. Verabschiedung des DGMK-Jahresberichtes für 2017; der Jahresbericht wurde in der Zeitschrift ERDÖL ERDGAS KOHLE veröffentlicht; siehe EEK 134, Heft 5, 219– 229 (2018).3. Entgegennahme des Berichtes der Rechnungsprüfer und Feststellung der Jahresabrechnung für das Geschäftsjahr vom 01.01.2017 bis 31.12.2017; siehe dazu S. 220/221 des Jahresberichtes für 2017.4. Entlastung des Vorstandes für das Jahr 2017.5. Entlastung der Geschäftsführung für das Jahr 2017.6. Bericht des Vorstandes über die Entwicklung der Gesellschaft im laufenden Jahr 2018.7. Bericht des Vorstandes über die Finanzlage der Gesellschaft mit Ausblick auf 2019 und Genehmigung des Haushaltsplanes für 2019. Erlass der Bei tragsordnung für 2019 (§ 10 Abs. 1 der Satzung).8. Wahl von Vorstandsmitgliedern (§ 11 Abs. 3 der Satzung).9. Berufungen in den Wissenschaftlichen Beirat (§ 15 Abs. 3 der Satzung); siehe die nachstehenden Vorschläge des Vorstandes.10. Wahl der Rechnungsprüfer der DGMK für das Rechnungsjahr 2019; der Vorstand schlägt vor, RWE Power AG und Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG zu wählen.11. Verschiedenes.

Falls Sie noch weitere Vorschläge für die Tagesordnung haben, bitte ich Sie um schriftliche Mitteilung an die DGMK-Geschäftsstelle bis zum 17. Oktober 2018.Mit freundlichen Grüßen, Thomas Rappuhn

Anmerkung zu Tagesordnungspunkt 8 “Wahl von Vorstandsmitgliedern”:1. Am 31.12.2018 endet die satzungsgemäße Amtszeit von Herrn Thomas Rappuhn als Vorsitzender des Vorstandes der DGMK. Für die Amtszeit vom 01.01.2019 bis 31.12.2022 wird eine Wahl zum Vorsitzenden der DGMK stattfinden.2. Am 31.12.2018 endet die satzungsgemäße Amtszeit von Dr. Ties Tiessen als stellvertretender Vorsitzender und Schatzmeister der DGMK. Für die Amtszeit vom 01.01.2019 bis 31.12.2020 wird eine Wahl zum stellvertretenden Vorsitzenden und Schatzmeister der DGMK stattfinden.3. Am 31.12.2018 endet die satzungsgemäße Amtszeit von Dipl.-Ing Hans-Hermann Andreae als Leiter des DGMK-Fachbereiches Aufsuchung und Gewinnung. Der Fachbereich Aufsuchung und Gewinnung schlägt vor, Herrn Dipl.-Ing. Jens Christian Senger, Geschäftsführer der ExxonMobil Production Deutschland GmbH, Hannover, für die Amtszeit vom 1.1.2019 bis 31.12.2022 zum Leiter des Fachbereiches Aufsuchung und Gewinnung und damit in den Vorstand der DGMK zu wählen.Werdegang: Nach dem Bergbau-Studium an TU Clausthal arbeitete Herr Senger zunächst bei BEB, dann bei ExxonMobil Production Deutschland GmbH als Betriebs- und Abteilungsleiter im Bereich Gasproduktion und Lagerstätten im In- und Ausland. 2013 bis 2015 war er Asset Manager North Sea & Ormen Lange der Esso Norge AS in Stavanger, ab 2016 Hauptabteilungsleiter Betrieb/Operation der ExxonMobil Production Deutschland GmbH, Hannover. Er übernahm die Geschäftsführung der Firma im Juli 2017.4. Frau Dipl.-Ing. Eva Bednarik möchte ihr Amt als Leiterin des DGMK-Fachbereiches Verarbeitung und Anwendung auf eigenen Wunsch zum 31.12.2018 aufgeben. Der Fachbereich Verarbeitung und Anwendung schlägt vor, Herrn Jens Müller-Belau, Managing Director Deutsche Shell Holding GmbH, Hamburg, für die Amtszeit vom 1.1.2019 bis 31.12.2022 zum Leiter des Fachbereiches Verarbeitung und Anwendung und damit in den Vorstand der DGMK zu wählen.Werdegang: Herr Müller-Belau erwarb sein master´s degree in Chemieingenieurwesen an der Universität Hamburg und arbeitet seit 1996 beim Shell Technology Center in Hamburg, zuletzt als Managing Director für Shell Global Solutions Deutschland GmbH. In Hamburg und Houston hielt er verschiedene Führungspositionen bei Shell mit dem Schwerpunkt Entwicklungs- und Produktstrategien. 2007 übernahm er die Finanzaufsicht und Entwicklung des Shell Retail Fuels Marketing Team in Nordamerika. In dieser Funktion war er u.a. verantwortlich für Kraftstoff-vermarktung und die Einbindung neuer Produkte. Er war Vorstandmitglied bei CRI Deutschland GmbH, einem deutschen Katalysatorhersteller. Seine Karriere setzt er nun ab März 2018 als Energy Transition Manager für Deutsche Shell Holding GmbH fort.5. Am 31.12.18 endet die satzungsgemäße Amtszeit von Herrn Prof. Dr.-Ing. Stefan Ernst als Leiter des Fachbereiches Petrochemie und als Mitglied des Vorstandes der DGMK. Der Fachbereich Pet-rochemie schlägt vor, Herrn Prof. Ernst für die Amtszeit vom 01.01.2019 bis 31.12.2022 zum Leiter des Fachbereiches Petrochemie und damit in den Vorstand der DGMK wieder zu wählen.Der Vorstand legt diese Vorschläge der Mitgliederversammlung nach § 11 Abs. 3 bzw. § 13 Abs. 4 der Satzung zur Abstimmung vor.

Anmerkung zu Tagesordnungspunkt 9 “Berufungen in den Wissenschaftlichen Beirat”:1. Am 31.12.2018 endet die satzungsgemäße Amtszeit der HerrenUniv.-Prof. Dr. Bernhard Geringer, Technische Universität Wien, Univ.-Prof. Dr.-Ing. Reinhold Kneer, Prof. Dr.-Ing. Walter Leitner, RWTH Aachen und Max-Planck-Institut für Chemische Energiekonversion, Mühlheim a.d. Ruhr, Andreas Sikorski, Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie, Hannover, Dr. Volker Steinbach, Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, Hannover und Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr. Gerhard Thonhauser, Montanuniversität Leoben als Mitglieder des Wissenschaftlichen Beirats der DGMK.2. Der Vorstand schlägt vor, die HerrenUniv.-Prof. Dr. Bernhard Geringer, Technische Universität Wien, Univ.-Prof. Dr.-Ing. Reinhold Kneer, Prof. Dr.-Ing. Walter Leitner, RWTH Aachen und Max-Planck-Institut für Chemische Energiekonversion, Mühlheim a.d. Ruhr, Andreas Sikorski, Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie, Hannover, Dr. Volker Steinbach, Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, Hannover und Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr. Gerhard Thonhauser, Montanuniversität Leobenfür die Amtszeit vom 01.01.2019 bis 31.12.2022 erneut in den Wissenschaftlichen Beirat zu berufen.

Der Vorstand legt diese Vorschläge der Mitgliederversammlung nach § 15 Abs. 3 der Satzung zur Abstimmung vor.

Im Anschluss an die ordentliche Mitgliederversammlung:

Die DGMK-Bezirksgruppe Hamburg-Bremen lädt ein zum Vortrag:

LNG Import und Small Scale Terminal in BrunsbüttelKatja Freitag

German LNG Terminal GmbH, Berlinam 7. November 2018, Beginn 16.00 Uhr, bei der DGMK in Hamburg

Eine Anmeldung ist nicht erforderlich und Gäste sind herzlich willkommen.

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VERANSTALTUNGEN/PERSÖNLICHES

PersönlichesNeuer Chef für Shell Energy in DeutschlandCai-Delf Harms hat zum 1. August die Position des Vorsitzenden der Geschäfts-führung der Shell Energy Deutschland GmbH (SEDG) am Hauptsitz der Shell in Deutschland in Hamburg übernommen.Er folgt auf Georgia Arnaboldi, die nach London geht und dort als eine von fünf General Managern im Rahmen der neu

geschaffenen Struktur der Shell Energy Europe Ltd. (SEE) für »Markets« zustän-dig sein wird. »Neben Erdgas, Strom und CO2-Zertifi-katen wird die SEE in Zukunft auch eine breite Palette von Grünzertifikaten wie GoS (Guarantees of Origin) und Volunta-ry carbon Offsets, erneuerbaren Strom

und Biogas anbieten«, sagt Harms. Damit unterstreicht SEE nicht zuletzt die Strate-gie der Shell Gruppe, dabei zu helfen, die weltweiten Energiesysteme in eine CO2 ärmere Zukunft zu überführen.

n

Jörg Kohnert verstärkt Geschäftsführung der CEPJörg Kohnert verstärkt jetzt die Ge-schäftsführung der CEP Central Euro-pean Petroleum GmbH. Er wird die Ge-schäfte der CEP von Berlin aus leiten.Kohnert verfügt über mehr als 30 Jahre Erfahrung in der Erdöl- und Erdgasbran-che und war zuletzt als Leitender Ge-

schäftsführer der Levene Energy Group in Afrika tätig. Zuvor arbeitete er 23 Jah-re für Shell International in Asien, Euro-pa, Afrika und dem Mittleren Osten und war anschließend als Geschäftsführer verschiedener internationaler Energie-unternehmen in China und Afrika tätig.

Kohnert erlangte seinen Abschluss als Diplom-Ingenieur in Ingenieurswissen-schaften und Erdölingenieurwesen an der Technischen Universität Clausthal.

n

Herbstveranstaltung 2018 »Megatrend Digitalisierung«

am 15. und 16. November 2018 in Wien Wirtschaftskammer Wien, Stubenring 8–10

Donnerstag, 30. November13.00 Begrüßung: Thomas GANGL, Präsident der ÖGEW, anschließend

Grußworte DGMK13.30 Eröffnungsvortrag: Digital Enterprise for Oil & Gas – Industrial

expertise for digitizing the oil & gas value chain Wolfgang HESOUN, Siemens AG Österreich

Diskussionsleiter: Friedrich DANZINGER, OMV Aktiengesellschaft14.00 Megatrend Digitalisierung – Wo bleibt der Mensch?

Matthias REICH/Holger KINZEL planxty engineering & consulting Services GmbH

14.30 Asset Performance Forecasting in the Digital Era: Creating Va-lue from Data Carlo BUCCISANO, DNV GL Oil and Gas

15.00 What is Digitalization doing to us? View of an engineering partner Claus-Peter HÄLSIG, FLUOR

16.00 PauseDiskussionsleiter: Christopher VEIT, OMV Exploration & Production GmbH16.30 Digitale Industrialisierung sicher gestalten – Potentiale nut-

zen, (Cyber-) Risiken vermeiden Stefan HAAS, TÜV AUSTRIA HOLDING AG

17.00 Information Security 4.0 Hansjörg KALCHER, OMV AG

17.30 IoT for Field Operations – Artificial Lift and Autonomous Well Helmut SCHNABL, Siemens AG Österreich

19.00 Gemeinsames Abendessen Stadtheuriger „Melker Stiftskeller“, Schottengasse 3, 1010 Wien

Freitag, 1. Dezember09.00 Begrüßung und Einleitung: Thomas SPÖRKER,

Bundesministerium für Nachhaltigkeit und Tourismus09.10 DigitUP eine Digitalisierungsinitiative der OMV

Johann PLEININGER, OMV AG09.30 Megatrend Digitalisierung: Mythos, Realität und Konsequen-

zen für die Öl- und Gasindustrie Erhardt GÖTZ, Accenture GmbH

09.50 Innovation durch die Nutzung neuer Technologie - Euphorie und Realität Patricia NEUMANN, IBM Österreich

10.10 True lies – fear and anxiety? Markus Josef PLÖBST, Montanuniversität Leoben

10.30 Digital am Bauteil und Digital im Prozess Franz ROTTER, voestalpine AG

10.50 Pause11.15 Podiumsdiskussion – Fragen aus dem Auditrorium

Leitung: Tarek Leitner, ORF Moderator Teilnehmer: Erhardt GÖTZ, Patricia NEUMANN, Johann PLEININ-GER, Markus Josef PLÖBST, Franz ROTTER

12.30 Schlussworte: Thomas GANGL, Präsident der ÖGEWanschließend Imbiss

Tagungsgebühren:ÖGEW/DGMK/SPE Mitglieder € 150

ÖGEW/DGMK/SPE Pensionisten € 95

Nichtmitglieder € 190

Studierende Mitglieder frei

Studierende Nichtmitglieder € 30

Tagungsgebühr ab 1. November 2018 zusätzlich 40 €.

Allgemeine HinweiseTagungsbüro: Am Donnerstag, dem 15. November 2018 ist von 12:00 Uhr bis 16:30 Uhr und am Freitag, dem 16. November 2018 von 08:30 bis 11:30 Uhr am Tagungsort ein Ta-gungsbüro eingerichtet.Auskünfte: ÖGEW Geschäftsstelle WKO, Wiedner Hauptstraße 63, Wien; Tel.: + 43 05 90 900 4891, Frau Sabine Ravasz: Tel.: +43 699 17 10 42 24 E-Mail: [email protected]

Die Tagungsgebühren schließen neben der Teilnahme an der Tagung folgende Leistungen als Pauschalangebot ein: Imbiss, Pausengetränke und Abendessen am Donnerstag sowie Imbiss am Freitag. Die Tagungs- bzw. Teilnahmegebühr ist vor Ort im Tagungsbüro zu begleichen.

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PERSÖNLICHES / VERANSTALTUNGEN

Peter Löscher kündigt Rückzug als OMV Aufsichtsratsvorsitzender zur Hauptversammlung 2019 anPeter Löscher hat OMV mitgeteilt, dass er beabsichtigt, seine Funktion als Vorsit-

zender des Aufsichtsrates der OMV Akti-engesellschaft mit Ablauf der nächsten

Hauptversammlung am 14. Mai 2019 niederzulegen. n

Möhring wird neuer Hauptgeschäftsführer des BVEGLudwig Möhring wird zum 1. November 2018 Hauptgeschäftsführer des Bundesver-bands Erdgas, Erdöl und Geoenergie (BVEG). Anfang dieses Jahres war es in der Branche als ziemlicher Paukenschlag wahr-genommen worden, dass Wingas seinen Vertriebs-Geschäftsführer und die gesamte

Wingas-Führung entlassen und als neue Führungsspitze Lavrenty Pilyagin und Sla-wa Margulis eingesetzt hatte. Hintergrund ist, dass die Muttergesellschaft Gazprom seit der vollständigen Übernahme der Win-gas mit einer Neuaufstellung des Konzerns beschäftigt ist. Vor seiner Wingas-Zeit war

Möhring seit 1992 bei der BEB Erdgas und Erdöl GmbH in Hannover und von 2000 bis 2010 für Shell Gas & Power in London und Den Haag tätig.Möhrings Vorgänger beim BVEG, Chris-toph Löwer, hat sein Amt als Hauptge-schäftsführer bereits niedergelegt. n

DGMK-Jahrestreffen der Analytikeram 29. und 30. November 2018 in Hamburg

29. November 2018, 13.30 bis 17.30 UhrEntwicklung der Vorschriften zur Reduzierung von THG-Emissionen im Verkehr (Arbeitstitel) Dr. Michael Winkler, MWV, Mineralölwirtschaftsverband e.V.

Fischer-Tropsch Synthese an Eisenkatalysatoren - Analyse des syntheti-schen Rohöls Christian Schmidt, TU Bergakademie Freiberg, Institut für Energieverfahrenstechnik und Chemieingenieurwesen, Lehrstuhl Reaktionstechnik

Untersuchungen zum Alterungsverhalten verschiedener Otto- und Die-selkraftstoffe für Plug-In-Hybrid-Vehicles Jens Staufenbiel, Technologietransferzentrum Automotive der Hochschule Coburg

Kraftstoffeigenschaften von Oxymethylenethern (OME) als Reinkraftstoff und Blendkomponente Dr. Thomas Wilharm, ASG Analytik-Service Gesellschaft mbH

Partikeldetektion für die technische Sauberkeit mittels Bildanalyse Dr. Peter Büscher, OLYMPUS SOFT IMAGING SOLUTIONS GmbH

Hochaufgelöste Mikroanalytik zur Charakterisierung tribologischer Grenzschichten und Schädigungsmechanismen in öl- und fettge-schmierten Wälzlagern Adrian Mikitisin, Gemeinschaftslabor für Elektronenmikroskopie RWTH Aachen

30. November 2018, 9.00 bis 13.00 UhrUntersuchungen des Schmierfettzustandes mittels FT-IR Messungen Simon Eiden, OWI Oel-Waerme-Institut gGmbH

Klopffestigkeitsbewertung von Ottokraftstoffen mittels GKI und alterna-tiven RON-Methoden (Arbeitstitel) Johann Hauber, Neuburg

Einsatz infraroter Gasortungstechnik zur Lecksuche und Dichtheitsprüfung Frank Zahorszki, ITEMA GmbH

NMR Messmethoden zur Untersuchung der Alterung von Heizöl Karin Brendel, OWI Oel-Waerme-Institut gGmbH

The combined and comprehensive analysis of the volatile and residual part of Heavy fuel oil Uwe Käfer, Thomas Gröger, Ralf Zimmermann Joint Mass Spectrometric Centre of the University of Rostock and the Helmholtz Zentrum München (JMSC), Oberschleißheim

Ergebnis der Revision der DIN 51444 zur Bestimmung des gebundenen Stickstoffs in flüssigen Mineralölprodukten zur Aktualisierung der Präzi-sionsdaten Wolfgang Gorek, TOTAL Raffinerie Mitteldeutschland GmbH

Am 29. November 2018 besteht ab 19.00 Uhr Gelegenheit zum gemeinsamen Abendessen im Restaurant KALLIOPEA, Neue Wöhr 14, Hamburg.

Tagungsort: DGMK e.V. im DEA-Haus, EG, Raum 003A+B+C der Konferenzzone, Überseering 40, Hamburg

Tagungsgebühr: Die Tagungsgebühr beträgt EUR 170,00, für Tagungsunterlagen, Kaffeepausen, Mittag- und Abendessen. Alle Tagungsgebühren verstehen sich inkl. 7 % MwSt. auf den Verpflegungsanteil. Für Vortragende gelten die gleichen Tagungsgebühren.

Auskünfte/Anmeldung: Geschäftsstelle der DGMK, Jan Ludzay/Nadine Ludzay, Telefon: 040 – 639004 33/32, Email: [email protected]. Die Anmeldung wird erbeten bis 16. November 2018. Die Teilnehmerzahl ist begrenzt – eine frühzeitige Anmeldung wird empfohlen.

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PERSÖNLICHES/VERANSTALTUNGEN


Oktober 10. – 12. Oktober DGMK-Fachbereich Petrochemie

mit SCI, ÖGEW und LIKAT Challenges for Petrochemi-

cals and Fuels: Integration of Value Chains and Ener-

gy Transition, Berlin. www.dgmk.de

10. – 11. Oktober Intelligent Energy Forum 2018 -

Energiespeicher und Energieeffizienz in der Industrie,

Potsdam. www.tacevents.com/IEF2018

15.–17. Oktober SCOPE 2018 – PEoneer – Innovation

and New Technology, Leoben, Österreich. http://spe.

dpe.ac.at/event/scope-2018/

16.–17. Oktober Praxisforum Geothermie.Bayern,

München. www.praxisforum-geothermie.bayern

17.–18. Oktober Internationale Tagung "Flachboden-

tanks", München, www.tuev-sued.de/akademie

18. Oktober DGMK-Bezirksgruppe Oberrhein:

Vortragsveranstaltung mit Führung bei der

hte GmbH (www.hte-company.com), Heidelberg. www.

dgmk.de

23.–25. Oktober GAT 2018, Berlin. www.gat-wat.de

24.–25. Oktober 22. Workshop Kolbenverdichter,

Rheine. www.koetter-consulting.com

November6.-7. November 9th International Conference for Euro-

pean Energy Managers, Prague, Czech Republic.

www.energymanager.eu/en/

7. November Ordentliche Mitgliederversammlung

2018 der DGMK Hamburg und DGMK Hamburg-Bremen

»LNG Import und Small Scale Terminal in Brunsbüt-

tel«, Hamburg. www.dgmk.de

7.–9. November EAGC European Annual Gas Confe-

rence, Berlin. www.theeagc.com

8.–9. November SPE-Germany: STC 2018, Freiberg.

connect.spe.org/germany/stc/stc-2018

8.–9. November EAGE/IGA/DGMK Joint Workshop

on Deep Geothermal Energy, Straßburg , Frankreich.

www.dgmk.de

15./16. November 2018 ÖGEW/DGMK-Herbstta-

gung, Wien. www.dgmk.de

27.–29. November DGK Der Geothermiekongress 2018,

München. www.geothermie.de

27.–29. November Valve World Expo, Düsseldorf.

www.valveworldexpo.de

29. November SOCON-Kundenseminar, Giesen. www.so-

con.com

29. November DGMK Ruhr INEOS in Köln - Che-

mie von Menschen, Köln. www.dgmk.de

29.–30. November Jahrestreffen der Analytiker,

Hamburg. www.dgmk.de

Dezember3.-4. Dezember Druckstöße in Rohrleitungen vermei-

den, Essen. www.hdt.de/druckstoesse-dampfschlaege-

in-rohrleitungen-fachveranstaltung-h040011061?numbe

r=H040123808&sPartner=sCampaign106

5.–6. Dezember Tank Storage Germany, Hamburg.

www.easyfairs.com

2019Januar23.-24. Januar TAR 2019: Turnarounds | Anlagenab-

stellungen | Revisionen, Potsdam. www.tacevents.com/

de/events-de/tar-2019/

Februar14.–15. Februar GeoTHERM 2019, Offenburg. www.geo-

therm-offenburg.de

März13. - 15. März 52. Jahrestreffen Deutscher Katalytiker,

Weimar. www.dechema.de

April25./26. April DGMK/ÖGEW-Frühjahrstagung, Celle.

www.dgmk.de

Mai15. Mai 11. Norddeutsche Geothermietagung, Hanno-

ver. https://norddeutsche-geothermietagung.de/

23.–24. Mai Thermochemische Konversion – Schlüsselbaustein für zukünftige Energie- und Roh-stoffsysteme, Dresden. www.dgmk.de

Oktober 9. - 11. Oktober Circular Economy - A Fresh View

on Petrochemistry, Internationale Tagung des DGMK-

Fachbereiches Petrochemie mit ÖGEW und SCI, Dresden.

www.dgmk.de

Sie finden alle Veranstaltungen auf unserer Website:

www.oilgaspublisher.de/events

Veranstaltungskalender

Call for PapersDer DGMK-Fachbereich Kohlen- und Biomasseveredlung lädt ein zur Fachtagung

Thermochemische Konversion - Schlüsselbaustein für zukünftige Energie- und Rohstoffsystemeam 23. und 24. Mai 2019, in Dresden

Der DGMK-Fachbereich Kohlen- und Biomasseveredlung ruft mit diesem »Call for Papers« alle Fachleute auf, sich mit Beiträgen zu beteiligen. Er bittet zunächst um Übersendung eines Abstracts von max. einer DIN A4-Seite. Das Programmkomitee wird aus den eingegangenen Beiträgen Vorträge und Poster für das Programm der Tagung auswählen.Bitte benutzen Sie zur Abfassung des Abstracts die auf unserer Website www.dgmk.de verfügbare Formatvorlage. Wir beabsichtigen, die angenommenen Abstracts im Internet zu veröffentlichen.

Einsendeschluss für vorgeschlagene Beiträge ist der 28. Januar 2019.Sie sind per email [email protected] an die DGMK-Geschäftsstelle zu richten.Weitere Informationen erhalten Sie von der DGMK-Geschäftsstelle: Dr. Hedwig Doloszeski / Christa Jenke Überseering 40, D-22297 Hamburg E-Mail: [email protected] / [email protected] Telefon: 040 639004 11/ 12 Fax: 040 845 057 80

Bitte beachten Sie, dass auch die Autoren die Teilnehmergebühr entrichten müssen.

Die DGMK-Bezirksgruppe Oberrhein lädt ein zur Vortragsveranstaltung mit Labor-Begehung bei der hte GmbH (www.hte-company.com)

Kurpfalzring 104, Heidelberg, Telefon 05146 92340 am Donnerstag, den 18. Oktober 2018, 16.20 Uhr

Fachvortrag hte inkl. Q&A Thema: »Technischer Überblick zur industrierelevanten Katalysatortestung am Beispiel Hydro-

processing: Prinzipien und Anwendungsfelder«von Dr. Huber / Dr. Kirchmann.

Die DGMK-Bezirksgruppe Ruhr lädt ein zur Tagung »INEOS in Köln – Chemie von Menschen«

Ein Unternehmen der Petrochemie als Brücke zwischen Mineralölindustrie und Chemie

29. November 2018, 13:00 Uhr INEOS ONE - Hauptverwaltung, Neusser Landstraße 441, Köln

Gebäude „INEO, S ONE“, Raum: Anfield

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First EAGE/IGA/DGMK Joint Workshop on Deep Geothermal Energy8. und 9. November, Strasbourg, Frankreich

Join us in Strasbourg! EAGE together with IGA and DGMK is providing you with a unique opportunity to participate to a Workshop on Deep Geothermal Energy share insights and knowledge that link across multiple geoscientific discip-lines. The specific format maximises group and face-to-face discussions on practical problems and enables efficient networking. More information here:www.dgmk.de


MITTEILUNGEN DES BVEG / MITTEILUNGEN DER DGMK/ÖGEW

EID Energie Informationsdienst GmbHBanksstraße 4,20097 Hamburg.Telefon (040) 30 37 35-0, Fax: 30 37 35-51E-mail: [email protected],Internet: http://www.OilGasPublisher.de

Verlagsbüro Wien: c/o ÖGEW, Wiedner Hauptstr. 63,Zimmer 4208, 1045 Wien, ÖsterreichTelefon (+43) 5 90900-4891, Fax: -4895E-mail: [email protected]

Herausgeber: Dipl.-Geol. Hans Jörg Mager Redaktion: Dipl.-Ing. Kerstin Kogler (Chefredakteur, Hamburg)Dr. Christoph Capek (Wien) Geschäftsführer: Stefan WaldeisenAnzeigenleiter: Harald JordanVertrieb: Kirsten StriedieckArtdirector: Paul Jürgen ClausPreis des Einzelheftes: EUR 38,00 zzgl. 7 % MWSt.Jahres-Abonnement (incl. Versand): Inland: EUR 369,18 zzgl. 7 % MWSt., Ausland: EUR 384,00Anzeigenpreisliste Nr. 53 vom 1. 1. 2018.ERDÖL ERDGAS KOHLE erscheint monatlich (7/8 Doppelausgabe)

Abonnements sind jeweils für ein Kalenderjahr gültig und verlängern sich automatisch um ein weiteres Kalenderjahr, wenn sie nicht fristgemäß gekündigt werden. Abbestellun-gen bis spätestens sechs Wochen vor Ablauf des Kalender-jahres bzw. Bezugszeitraumes. AGB zum Online-Zugang für Abonennten unter: http://oilgaspublisher.de/agb.phpEEK wird als Organzeitschrift im Rahmen der Mitglied-schaft geliefert.Die in dieser Zeitschrift veröffentlichten Beiträge sind urhe-berrechtlich geschützt. Alle Rechte bleiben vorbehalten. Kein Teil dieser Zeitschrift darf ohne schriftliche Genehmi-gung des Verlages in irgendeiner Form reproduziert oder übertragen werden. Fotokopien für den persönlichen und sonstigen eigenen Gebrauch dürfen nur von einzelnen Bei-trägen oder Teilen daraus als Einzelkopie hergestellt wer-den. Das gilt auch für die Aufnahme in elektronische Da-tenbanken und Mailboxes sowie für Verfielfältigungen auf CD-Rom.

Geburtstage

Prof. Dr. Peter Hugo, Berlin, 88 Jahre 1. November

Dr. rer. nat. Martin Völtz, Norderstedt, 75 Jahre 2. November

Dipl.-Kaufmann Jan-Martin Gonsior, Celle, 55 Jahre 4. November

Dipl.-Ing. Udo Girod, Hinrichshagen, 75 Jahre 7. November

Dipl.-Bergbauing. Christoph Uerlich, Dinklage, 60 Jahre 8. November

Dr. Rolf Kelkenberg, Gladbeck, 80 Jahre 11. November

Dr. H.-J. Lassalle, Hamburg, 82 Jahre 11. November

Prof. Dr.-Ing. Wolfgang Klose, Berlin, 75 Jahre 14. November

Dr. Heike Menge, Schorfheide/OT Altenhof, 55 Jahre 15. November

Dr. Gerhard Miessner, Hannover, 90 Jahre 15. November

Dr.-Ing. Torsten Grüning, Burgwedel, 60 Jahre 17. November

Dr. Herbert Lang, A-Wien, 89 Jahre 17. November

Dipl.-Berging. Eduard Reiterer, Celle, 91 Jahre 17. November

Dr. Dipl.-Chem. Gerhard Wagner, Burghausen, 55 Jahre 19. November

Dr.-Ing. Ernst-J. Krömer, Rosenheim, 65 Jahre 20. November

Werner Wölfer, Barnstorf, 81 Jahre 20. November

Dipl.-Ing. Klaus Grotewold, Hannover, 60 Jahre 21. November

Dipl.-Ing. Michael Rembe, Nordhausen, 55 Jahre 26. November

Dipl.-Geol. Christian Schubert, Biederitz, 81 Jahre 26. November

Dipl.-Ing. Fried. W. Müller, Buchholz, 86 Jahre 28. November

Ing. grad. Holger Dewald, Hagenbach, 75 Jahre 29. November

Dipl.-Ing. Thomas Maier, Bruchsal, 60 Jahre 29. November

Entwurf einer neuen Technischen Regel des BVEG veröffentlicht

Der Bundesverband Erdgas, Erdöl und Geoenergie e.V. (BVEG) hat den Leitfaden für Öffnen von Systemen und Tankreinigung (Stand: August 2018) veröffentlicht.

In diesem Entwurf werden notwendige Sicherheitsmaßnahmen zum Öffnen von Systemen be-schrieben, in denen explosions-fähige Atmosphäre entstehen kann oder vorhanden ist. Der Leitfa-den ist bei der Befahrung von stationären und mobilen Be-hältern und bei der Reinigung von ober- und untertägigen Tanks, einschließlich mobiler Tanks mit Prozessflüssigkeit, zu beach-ten.

Fachliche Stellungnahmen werden bis zwei Monate nach Erscheinen dieser Ausgabe der ERDÖL ERDGAS KOHLE entgegenge-nommen. Bitte nutzen Sie für Stellungnahmen und mögliche Einsprüche zum genannten Leitfaden das dazugehörige Formblatt und übermitteln Sie dieses an die BVEG-Geschäftsstelle.

Die Dokumente und weitere Informationen finden Sie zum Download unter www.bveg.deBVEG

Bundesverband Erdgas,Erdöl und Geoenergie e.V. Schiffgraben 4730175 Hannover

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Vermilion Energy is an established operator in conventional oil and gas exploration and production in Lower Sa-xony. Based on the strong growth of Calgary-headquartered Vermilion Energy Inc. with over more than 23 yearsin the exploration and production of oil and gas and with a global production level of over 80,000 boepd, it is ourgoal to further expand our asset base in Germany. Our priorities are health and safety, environmental protectionand profitability through HSE – exactly in this order. We also commit ourselves to the interests of the communitiesin the regions where we are active and we are proud to regularly be a „Best Workplace“.

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2018

SENIOR GEOPHYSICIST (F/M)Integration, interpretation and assessment of all subsurface data2D/3D structural interpretation, time to depth conversion and seismic reservoir characterizationEvaluate farm-in and business development

PRODUCTION/DEVELOPMENT GEOLOGIST (F/M)Subsurface geological evaluationsMaximize the value of the producing assetsAnalysis of operation results and risk assessments

PERMITTING AND LAND ADVISOR (F/M)Responsible for all permitting activities and land mattersCollaborate with all relevant governmental and non-governmental organizationsSupport business development projects

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Megatrend DigitalisierungUpstream | Downstream | Prozesse & Organisation | Datensicherheit | Praktische Erfahrungen

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ÖGEW/DGMKHerbsttagung 2018Wirtschaftskammer Wien, Stubenring 8–10, 1010 Wien

15. &. 16. November 2018

www.oegew.atwww.dgmk.de

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C 6183 E 10 Oktober Heft 10, 2018 134. JAHRGANG · Selbst das vielfach verschmähte Molekül Kohlenstoffdi - oxid (CO 2), das häufig im Verdacht steht, der Hauptverursacher des Klimawandels