SEITE 1 Geostrategische Einflussfaktoren der Weltenergieversorgung Grafiken aufbereitet von Dr. Hans-Wilhelm Schiffer, Essen SS 2015 (Skript 5)

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Geostrategische Einflussfaktoren der Weltenergieversorgung

Grafiken aufbereitet vonDr. Hans-Wilhelm Schiffer, Essen

SS 2015 (Skript 5)

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• Geopolitik ist definiert als die politikwissenschaftliche Interpretation geographischer Gegebenheiten. Für ressourcenstrategische Interessen der Länder z. B. um Rohstoffe und Wasser ist die Subdisziplin Geostrategie relevant.

• Versorgungssicherheit ist definiert als die garantierte Verfügbarkeit von Energie zu jeder Zeit in ausreichender Menge. Eine Bewertung des Grades der Versorgungssicherheit muss die gesamte Wertschöpfungskette mit der Bereitstellung von Primärenergieträgern, ausreichenden Kapazitäten zur Umwandlung sowie einer belastbaren Infrastruktur zur Versorgung der Endverbraucher einbeziehen.

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Versorgungs-sicherheit

Umweltver-träglichkeit

Wirtschaft-lichkeit

AusgewogenerEnergiemix

Akzeptanz und Partizipation gewinnt immer mehr an Gewicht

Zieldreieck der Energiepolitik

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• Im („magischen) Zieldreieck der Energiepolitik standen bisher die geopolitischen Aspekte der Versorgungssicherheit (Grad der Abhängigkeit von Importenergien von Exportländern in Krisenregionen) im Mittelpunkt.

• Seit den 1990er Jahren haben die geostrategischen Einflussfaktoren des Klimawandels kontinuierlich an Gewicht gewonnen. In Deutschland steht die Umsetzung der mittel- und langfristigen Klimaschutzziele (Reduktion der CO2-Emissionen) im Mittelpunkt. International rücken zudem sicherheitspolitische Aspekte des Klimawandels in den Mittelpunkt (klimabedingte Konflikte, Landflucht, Flüchtlingsströme, Überschwemmungen, Wirbelstürme etc.).

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Globaler Energiemix 2013

Kohle29 %

Primärenergieverbrauch19,3 Milliarden Tonnen SKE

Kernenergie 4 %

Öl31 %

Brutto-Stromerzeugung23 Milliarden Megawattstunden

Quelle: Weltenergierat-Deutschland, Energie für Deutschland 2014 sowie BP Statistical Review of World Energy June 2014

Wasser 6 %Erdgas22 %

Kohle41 %

Öl4 %

Erdgas22 %

Kernenergie12%

Wasser15 %

Neue EE6 %

Traditionelle Biomasse 5 %Neue erneuerbare Energien 3 %

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Entwicklung des globalen Primärenergie-verbrauchs 2003 bis 2013

Quelle: BP Statistical Review of World Energy June 2014

Kernenergie11%

Mrd. t SKE4,0 Mrd. t SKE Gesamtzuwachs ─ davon entfallen 44 % auf Kohle

0

0,5

1

1,5

2

2,5

Öl Erdgas Kernenergie Wasserkraft Andereerneuerbare

Energien

Kohle*

* Zuwachs restliche Welt kompensiert durch Rückgang USA

China

Indien

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Reserven und Ressourcen nicht-erneuerbarer EnergierohstoffeReserven 1.362 Mrd. SKE

47,8 %Steinkohle

18,1 %konv.Erdgas

5,0 %

17,7 %konv.Erdöl

8,2 %

Uran 2,7 %

nicht-konv. Erdöl

Braunkohle

0,5 % nicht-konv. Erdgas

Ressourcen 18.203 Mrd. SKE

79,7 %Steinkohle

1,3 % konv. Erdöl

9,3 %

Uran 1,2 %0,5 % Thorium 2,1 % nicht-konv. Erdöl

Braunkohle 3,7

nicht-konv. Erdgas2,2 % konv. Erdgas

Quelle: Deutsche Rohstoffagentur (DERA) - Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energiestudie 2013, Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen, Hannover, Dezember 2013

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• Aktiver Klimaschutz bedeutet letztendlich, dass ein Großteil der fossilen Ressourcen und Reserven im Boden bleiben muss.

• Für die Eigentümer von Kohle, Gas und Öl hat dies zur Folge, dass ihr Ressourcenvermögen signifikant vermindert wird (Enteignung für den Klimaschutz?).

• Die Überwindung von Armut und das Erreichen von Wohlstand war bisher nur durch die Nutzung fossiler Energieträger möglich. In den Schwellen- und Entwicklungsländern besteht daher die Angst, sie könnten durch Klimaschutzmaßnahmen in ihrer Entwicklung wieder in die Armutsfalle zurückgestoßen werden.

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Entwicklung des Primärenergieverbrauchs weltweit bis 2035

Quelle: IEA - World Energy Outlook 2013

13.070

17.387

14.908

Kohle

Öl

Gas

Kernenergie

Wasserkraft

Erneuerbare

2035

29 %

31 %

21 %

5 %2 %11 %

Mtoe18.646

25 %

27 %

24 %

6 %3 %

15 %

30 %

3 %12 %

29 %

27 %

5 %

23 % 4 %

De-dg-245b

17 %

24 %

23 %

10 %

23 %

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•Die weltweiten Investitionen in den Ausbau der Erneuerbaren sind in den letzten Jahren stark gestiegen. 2014 sind rd. die Hälfte des Zubaus an Kraftwerken global in den Ausbau von Wind, Sonne, Biomasse, Geothermie, kleine Wasserkraftwerke und Müllverbrennung geflossen (103.000 MW, Quelle: Unep). Die höchsten Investitionen verzeichneten China (83 Mrd. US$), USA (39) und Japan (36).

•Der Anteil der Erneuerbaren an der globalen Stromerzeugung ist nach Schätzung der Unep 2014 auf 9 % gestiegen (zum Vergleich: Deutschland 28 %). Die Investitionsbereitschaft in die Erneuerbaren wird wesentlich beeinflusst von den finanziellen Fördermaßnahmen in den einzelnen Ländern, der Wettbewerbsfähigkeit gegenüber Öl, Erdgas und Kohle, den Maßnahmen importabhängiger Länder zur Reduzierung der Importabhängigkeit sowie der Entwicklung von marktfähigen Speichertechniken. Derzeit bestehen in 128 Ländern finanzielle Fördermaßnahmen für Erneuerbare Energien.

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Entwicklung der globalen Stromerzeugung bis 2035

Quelle: IEA, World Energy Outlook 2013

22.113

37.087

Kohle

Öl

Gas

Kernenergie

Wasserkraft

Biomasse

Sonstige Erneuerbare

41 %

5 %22 %

2 %3 %

33 %

22 %

12 %4 %

TWh

12 %16 %

12 %

16 %

40 %

2 %

23 %

8 %3 %

10 %

14 %

39.853

De-dg-245c

1 %

32.295

14 %1 %

18 %

22 %

20 %

2035

19 %

6 %

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• Große Stromausfälle (Blackout): Türkei März 2015, 76 Mio. Menschen ohne Strom, Indien Juli 2012, 600 Mio. ca. 1 Tag, USA September 2011, 5 Mio. Menschen, Europa 2006, Teile Europas 2 Stunden ohne Strom

• Geschätzte volkswirtschaftliche Kosten eines Blackout in Deutschland (Quelle: HWWI) für eine Stunde: morgens 6.00 Uhr ca. 274 Mio. Euro, Mittagszeit ca. 590 Mio. Euro.

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Weltweite energiebedingte CO2-EmissionenMilliarden Tonnen

* Annex-I-Staaten ** Nicht-Annex-I-Staaten (einschl. Bunkermengen)Quelle: H.-J. Ziesing, ET, 09/2013

22,0 24,1 27,9

USA

andere Entwicklungs- und Schwellenländer**

Andere Industrie-staaten*

China

EU-2730,9

Indien

32,5

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Weltweite Verteilung der Kohlereserven(Mrd. t SKE)

Mittel- und Südamerika

Europa

Australien

13

Nord-amerika

178

197

1Neuseeland

22 18

2914

55

66Afrika

sonstiges Asien

Indien

insgesamt: 761 Mrd. t SKEdavon Steinkohle: 650 Mrd. t SKE

Braunkohle: 111 Mrd. t SKE

Braunkohle

Steinkohle

2

3

46 GUS

1123

147

VRChina

2

1


6

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Mittel- und Südamerika

Afrika

GUS

Pazifik

Australien

Nordamerika

Weltweite Verteilung der Reserven* an Erdöl und Erdgas(Mrd. t SKE)

Naher Osten

155

19

4814

insgesamt: 309 Mrd. t SKE

insgesamt: 254 Mrd. t SKE

Erdöl

Erdgas

„Strategische Ellipse“

44

26

2580

Zwei Drittel der weltweiten Erdöl- und Erdgasreserven

10

Europa6

922

* einschließlich nicht-konventionelle Reserven

Quelle: Deutsche Rohstoffagentur (DERA) - Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energiestudie 2013, Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen, Hannover Dezember 2013

104

3

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Produktion von konventionellem und nicht-konventionellem Erdölnach Odell 2001

Voraussetzungen> Golfstaaten steigern Förderkapazitäten

in den nächsten Jahren beträchtlich (mit Hilfe von ausländischem Kapital)

> bei Annäherung an konventionellen Peak signifikant höhere Preise

Mrd. t Öläquivalent

konventionell

nicht konventionell

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• Die seit 2014 stark gesunkenen Ölpreise widerlegen nach Ansicht div. Analysten die Peak-Oil-Hypothese (u.a. M. K. Hubbert) als auch Mutmaßungen über ständig weiter steigende Rohölpreise.

• Rohölmärkte verhalten sich nach bisherigen Erkenntnissen zyklisch (sog. Schweinezyklus). Bei niedrigen Preisen wird wenig in Exploration und Erschließung neuer Ölfelder investiert (Beispiel Asiens wirtschaftliche Krise 1998 mit Preisen unter 10 US$ pro Barrel). Trifft das niedrige Angebot auf stark steigende globale Nachfrage (wie zuletzt durch Chinas Wachstums bis zur Finanzmarktkrise 2008), steigen die Ölpreise bis zum bisherigen Allzeithoch von knapp 150 US$. Bei stabil hohem Preisniveau werden wieder mehr Investitionen in die Erhöhung des Angebots getätigt mit der Folge wieder sinkender Preise.

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• Neben hohen Preisen hat auch der technologische Fortschritt Einfluss. Das sog. Fracking ermöglicht die wirtschaftliche Gewinnung der als unkonventionelle Vorkommen bezeichneten Schieferöle. Die USA konnten mittels Fracking den Rückgang der heimischen Ölproduktion stoppen und ihre Ölimporte zwischen 2003 und 2013 nahezu halbieren. Durch Fracking-Öl standen dem Weltmarkt in den vergangenen Jahren ein um 5 % erhöhtes Ölangebot zur Verfügung.

• Ungewöhnlich ist die Reaktion der OPEC-Länder (derzeit 40 % der globalen Ölproduktion), die auf nachhaltig fallende Preise bisher mit Förderkürzungen reagierten. Vor allem der weltweit größte Ölproduzent, Saudi-Arabien, hat seine bisherige Rolle als sog. Swing Producer vorerst aufgegeben und sein Angebot trotz fallender Preise nicht verringert. Als Grund für den Strategiewechsel gilt die Sorge um Marktanteile und Marktmacht der OPEC. Durch eine Limit-Pricing-Strategie will man durch die Beschränkung des Rohölpreises weitere Investitionen in die Schieferölproduktion in den USA verhindern und Marktanteile verteidigen.

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• Die Ölimport-Ländern profitieren massiv von den niedrigen Rohölpreisen. Bei derzeitigen Preisen von rd. 60 US$ werden gegenüber früheren 100 US$ pro Jahr über 1.300 Mrd. US$ zu Lasten der Produzenten-Länder umverteilt (Quelle: RWI Essen).

• Als Preisfaktor geopolitischer Natur gilt in den letzten Jahren der steigende fiskalische Break-even-Preis. Auf diesen Ölpreis haben die Ölexport-Länder ihr Staatsbudgets ausgerichtet. Eine kurzfristige Anpassung der Ölfördermenge würde u.a. poltische und soziale Unruhen aufgrund der Kürzung von sozialen Leistungen zur Folge haben.

• Niedrige Ölpreise wirken auf der anderen Seite Öl-Substitutionsprozessen (Ausbau Erneuerbarer Energien, Effizienzmaßnahmen bei Gebäuden, Mobilität, Klimaschutz etc.) entgegen. Der Fuel-Switch kann so an Attraktivität einbüßen.

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• Die internationalen Energiemärkte sind seit Beginn der Dekade von hoher Unsicherheit geprägt. Die niedrigen Ölpreise suggerieren nur scheinbar Entspannung. Investitionen in neue Explorations- und Förderprojekt werden vertragt, die Gefahr von neuen Preisschüben und Versorgungsrisiken bleibt bestehen.

• Weitere geopolitische Risiken sind die verschiedenen teils kriegerischen Auseinandersetzungen im Mittleren Osten, in die wichtige Exportländer wie Saudi-Arabien und Iran verwickelt sind. Die Russland-Ukraine-Krise schwelt weiter. Der Erdöl- (und Erdgas-) Preisverfall kann diese Krisen nach verstärken.

SEITE 21

Kommerziell attraktive Preise für ausgewählte Förderländer - gemessen an „breakeven cost“ und „budget breakeven“

Quelle: Internationale Energie-Agentur, World Energy Outlook 2011, Paris, November 2011

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Langfristige Kostenkurvefür die Versorgung mit Gas

Quelle: International Energy Agency, Resources to Reserves 2013, Paris 2013, S. 231

SEITE 23

Konzentration der globalen Gasreserven

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200Billionen Kubikmeter

OECD

Andere nichtOECD-Staaten

MittlererOsten

AfrikaSüdamerika

Russland

Iran

Auf OECD-Staaten entfällt 1/10

26 %

32 %

58 % der Reserven auf nur vier Länder konzentriert


Turkmenistan

Katar

185,7

SEITE 24

1 m³ = 11.5 kWhQuelle: IEA World Energy Outlook 2013

Umfangreiche weltweite Gasreserven vorhanden

24

58%konventionelleRessourcen

42%unkonventionelle

Ressourcen

Statistische Reichweite: 240 Jahre(bei gegenwärtigen Produktionsraten)

811tcm

V.A.E.

TurkmenistanIran33,000

Nigeria

Deutschland100

AlgerienLibyen

Saudi-Arabien

Niederlande

NorwegischeBarentsee

Norwegische See

Norwegische Nordsee

Russische Barentsee

Westsibirien(Urengoy,Yamburg,

Bovanenkou.a.)

32,000DänemarkGroßbritannien

KasachstanItalien 100

8,200

25,000

6,1004,500

5,200

1,500

3,500

700300

200

1,600

84

1,3004,100

Russland

Usbekistan

17,000

1,100

1,000

24

SEITE 25

Europäische Diversifizierung bereits stetig verbessert

25

1) Nur Pipeline 2) Aserbaidschan, Irak, Iran, Turkmenistan 3) inkl. Unconventionals ab 2015 4) Leviathan

LTCs Russland / Nordafrika Nordseeproduktion

LTCs Russland / Nordafrika LNG-Importe Vierter Korridor Östliches Mittelmeer (4)

Traditionelle Versorgungsquellen Gegenwärtige & künftige Versorgungsmöglichkeiten

Nordafrika (1)

Rus

slan

d

Nordafrika (1) Östl.meer (4)

Rus

slan

d

LNG

SEITE 26

Fortschreitende Globalisierung LNG Handels

26

North America

LatinAmerica

Africa

Europe

FSU

JTK

Pacific

China &IndiaMid

East

414

10

4

Regional price in $/MMBTU

Europe*47 mtpa

Asia167 mtpa

Americas19 mtpa

Key Import Region

Main LNG Exporters to Europe 2012**Qatar 22.7 mtpa

Algeria 10.4 mtpa

Nigeria 8.6 mtpa

Main LNG Importers in Europe 2012**

Spain 14.5 mtpa

UK 10.4 mtpa

France 7.2 mtpa* incl. Turkey

** Source: GIIGNL

Global LNG flows (2012)

SEITE 27

• Analog zum Öl ist die Versorgungssicherheit beim Erdgas nicht allein auf die physische Sicherheit der Importe zu reduzieren. Vielmehr sind neben geo- und sicherheitspolitischen auch ökonomische Fakten und Risiken zu berücksichtigen. Hierbei steht die Fähigkeit der relevanten Unternehmen im Mittelpunkt, die für die Aufrechterhaltung der Erdgasversorgung notwendigen Investitionen zu tätigen.

• Die Erdgas-Infrastruktur ist kapitalintensiv und meist für eine jahrzentlange Lebensdauer ausgelegt. Die damit verbundenen ökonomischen Eigenschaften führen zumindest beim pipelinegebundenen Transport zu natürlichen Monopolen. Aufgrund diverser wirtschafts- und umweltpolitischer Externalitäten steht Erdgas besonders im Focus der Politik, denn die Infrastruktur ist meist grenzüberschreitend. Dadurch müssen Produzenten- und Konsumentenländer verbunden werden. Die Schaffung eines gemeinsamen Regulierungsrahmens stößt in der Praxis häufig an Grenzen, insbesondere in Europa. Es kommt daher zu politischen Interventionen, die die Investitionen von Erdgasprojekten nachträglich revidieren.

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• Die EU-Gasversorgung wir zu nahezu 2/3 durch Importe gedeckt, davon ein Großteil aus Russland. Da Russland und die Ukraine, letzteres das traditionell wichtigste Transitland in einen kriegsähnlichen Konflikt verwickelt sind, haben die Aspekte der physischen Versorgungssicherheit aktuell einen hohen politischen Stellenwert.

• Weiterhin ist die Lage auf den Erdgasmärkten durch die Liberalisierung der Energiemärkte und die Dekarbonisierung der Energiewirtschaften beeinflusst. Einerseits hat sich das Marktumfeld für netzgebundene Energien aufgrund der Liberalisierung stark gewandelt. Andererseits wird die langfristige Perspektive von Erdgas in Deutschland infrage gestellt, obwohl Erdgas ein relativ großes CO2-Vermeidungspotential hat.

• Mit der Liberalisierung ab 1998 endete das sog. „Groningen System“ der 1950er Jahre über Bezugsverträge mit sehr langen Laufzeiten, festen Liefer- und Abnahmemengen (take-or-pay) sowie Erdgaspreisen, die an wichtige Substitute (insbes. Öl) gekoppelt waren (net back pricing). Mit der Liberalisierung wurde in der EU der Zugang für Dritte und die Entflechtung von integrierten Erdgasunternehmen durchgeführt. Der europäische Erdgasmarkt hat sich mittlerweile - auch angesichts der verbesserten Wirtschaftlichkeit von LNG sowie dem aktuellen Erdgasüberangebot – von einem seller’s zu einem buyer’s market entwickelt.

SEITE 29

• Die Hoffnungen der europäischen Erdgasbranche nach einem „Golden Age of Gas“ aufgrund der relativ niedrigen CO2-Emissionen des Erdgases werden offenbar enttäuscht. So gehen aktuelle Prognosen (Eurogas) davon aus, dass der europäische Erdgasbedarf 2035 allenfalls stagniert oder sogar um 10 % unter dem von 2010 liegt. Durch Effizienzgewinne im Gebäudesektor erwartet man eine reduzierte Erdgasnachfrage, die über 20 % des aktuellen Gesamtverbrauchs der EU ausmacht.

• Auch in der Stromerzeugung ändert sich die Rolle des Erdgases im Zuge der Dekarbonisierung und der Privilegierung der erneuerbaren Energien. Erdgas als „Brückentechnolgie“ für die Dekaden bis zur weitgehenden Umstellung auf Erneuerbare ist derzeit kaum absehbar. Während die Stromerzeugung mit Erdgas früher der wichtigste Treiber für den steigenden Erdgasverbrauch war, so hat sie sich seit 2009 um ein Viertel verringert. Die Stromerzeugung selbst ist aber seitdem um 3 % gestiegen.

SEITE 30

• Im Verkehrssektor spielt Erdgas als CNG oder LNG neben Elektrizität zur Substitution von Benzin und Diesel eine wichtige Rolle. Während CNG-Erdgasfahrzeuge ein Nischendasein fristen, könnte LNG eine Alternative im Lastverkehr sowie in der (Binnen-) Schifffahrt darstellen. Insgesamt erwartet man im Verkehrssektor bis 2020 eine Verzehnfachung des Erdgasbedarfs. Dieser dürfte jedoch die Einbußen aus dem Wärme- und Stromsektor nicht ausgleichen.

• Die Versorgungssicherheit im europäischen Erdgasgeschäft muss differenziert betrachtet werden. Während Marktakteure politische Risiken in den Produzenten- und Transitländern sehen, werden Upstream-Investitionen teilweise gesteigert. Sollte sich der EU-Markt als nicht attraktiv erweisen, bestehen über LNG als Exportmethode oder neue Pipelines in die Türkei oder nach China die Variante, dass Erdgas in andere Richtungen fließen wird.

SEITE 31

Weltweite Verteilung der Reserven an Uran

Nordamerika

Insgesamt: 37,0 Mrd. t SKE

5,70,3

Europa6,9

GUS

Afrika

16,4

Australien2,8Mittel- undSüdamerika

3,1Sonstiges Asien1,8


SEITE 32

SEITE 3333

Kernenergie weltweit KKWin Betrieb

Leistung inMW

KE-Anteil an derStromzeugung des

Landes in % Argentinien 2 1.005 7 Armenien 1 408 42 Belgien 7 6.092 54 Brasilien 2 2.007 3 Bulgarien 2 2.000 44 China 10 8.074 2 Deutschland 17 21.366 26 Finnland 4 2.800 28 Frankreich 59 66.160 78 Großbritannien 19 11.902 19 Indien 16 3.800 3 Japan 56 49.860 30 Kanada 18 13.360 16 Korea (Republik) 20 18.393 39 Litauen 1 1.300 70 Mexiko 2 1.366 5 Niederlande 1 515 4 Pakistan 2 462 3 Rumänien 1 706 9 Russland 31 23.242 16 Schweden 10 9. 406 48

SEITE 34Stand: Ende 2013

Land KKWin Betrieb

Nennleistung,MWe, brutto

KE-Anteil an derGesamterzeugung in

Prozent

Schweiz 5 3.372 37

Slowakische Republik 5 2.200 57

Slowenien 1 727 40

Spanien 8 7.728 20

Südafrika 2 1.888 4

Taiwan 6 5.144 22

Tschechische Republik 6 3.734 32

Ukraine 15 13.818 48

Ungarn 4 1.866 38

USA 104 104.787 19

Gesamt 437 389.488

SEITE 35

6. Saudi Arabien

1. USA

3. Japan

4. Indien

5. Russland

7. Brasilien

8. Deutschland

9. Südkorea

10. Kanada

2. China

Die zehn größten Förderer und Verbraucher von Öl 2013

Förderung in Mio. t Verbrauch in Mio. t


542,3

531,4

446,2

208,1

193,0

165,7

166,1

153,2

151,3

141,8

2. Russland

1. Saudi Arabien

3. USA

4. China

5. Kanada

7. VAE

6. Iran

8. Irak

10. Mexiko

9. Kuwait

831,0

525,1

208,9

175,2

153,1

135,0

132,7

112,1

108,4

103,5

SEITE 36

Haupt-Handelsströme bei Öl 2013Angaben in Mio. t


154,5

45,6,4

52,6 83,8

100,116,831,5

23,8

74,1

53,5

16,5

295,0

63,3

102,6

72,9

164,2161,8

53,0

124,6

227,2 38,5

29,4

56,9USAKanadaMexikoMittel- undSüdamerikaEuropa undEurasienMittlerer OstenAfrikaAsien/Pazifik

26,8

30,7

19,5

24,7

32,3

25,0

24,4

28,7

31,5

18,2

19,1

18,7

17,4

SEITE 37

Die zehn größten Förderer und Verbraucher von Erdgas 2013

Förderung in Mrd. Kubikmeter Verbrauch in Mrd. Kubikmeter

1. USA

2. Russland

3. Iran

4. Katar

5. Kanada

6. China

7. Norwegen

8. Saudi Arabien

9. Algerien

10. Indonesien

687,6

604,8

166,6

158,5

154,8

117,1

108,7

103,0

78,6

70,4

737,2

413,5

164,2

162,2

116,9

103,5

83,6

103,0

82,7

73,1


1. USA

3. China

4. Iran

5. Japan

6. Kanada

2. Russland

10. Groß-britannien

8. Deutschland

7. Saudi-Arabien

9. Mexiko

SEITE 38

Haupt-Handelsströme bei Erdgas 2013Angaben in Mrd. Kubikmeter

Quelle: BP Statistical Review of World Energy 2014

78,9

USAKanadaMexikoMittel- undSüdamerikaEuropa undEurasienMittlerer OstenAfrikaAsien/Pazifik

25,8

18,6

10,7

136,2

30,0

26,2

19,98,0

7,6

2,0

2,2

5,6

23,8

14,4

24,435,8

16,1

29,1

35,4

6,715,1

4,0

Pipeline Gas LNG

5,6

48,9

12,0

4,7

27,8 11,6

6,84,8

3,6

8,627,4

SEITE 39

North America leads the world in shale gas production in 2012shale gas productionbillion cubic feet per day

other gas

Source: U.S. Energy Information Administration; LCI Energy Insight; Canada National Energy Board; Facts Global Energy

SEITE 40

U.S. production grows rapidly, particularly natural gas, renewables, and liquids in the near termU.S. energy productionquadrillion Btu

Source: AEO2014 Early Release (December 2013)

History Projections2012

26%

21%

31%

11%

10%

22%

38%

20%

12%

8%Nuclear

Crude oil and natural gas plant liquids

Natural gas

Coal

Renewables

2025

23%

24%

34%

11%

8%

2040

SEITE 41

Shale gas leads U.S. production growth

U.S. dry natural gas productiontrillion cubic feet


Associated with oilCoalbed methane

Tight gas

Shale gas

AlaskaNon-associated offshore

Non-associated onshore

ProjectionsHistory 2012

SEITE 42

Non-hydro renewable generation more than doubles between 2012 and 2040non-hydropower renewable generationbillion kilowatthours per year


Wind

Solar

GeothermalMunicipal waste

Biomass

Industrial CHP

Power sector

2012ProjectionsHistory

SEITE 43

Weltsteinkohlenförderung und Seehandel 2013

Steinkohlenförderung7,2 Mrd. t

Quelle: VDKI, Hamburg 2014

Welthandel (maritim)1.142 Mio. t = 16 %davon863 Mio. t Kesselkohle279 Mio. t Kokskohle

SEITE 44

Förderung und Exporte von Steinkohlen 2013Förderung Exporte im Seeverkehr

ChinaUSA

IndienAustralienRussland

IndonesienSüdafrika

KasachstanKolumbien

UkrainePolen

KanadaVietnam

GroßbritannienDeutschland

Millionen TonnenQuelle: VDKI, Hamburg 2014

489325247

246236

3.700905554

342

411352

245120

86

69

138

7100

359

335131

73

638

7784

43 13

75

SEITE 45

Haupt-Handelsströme im Seeverkehr mit Steinkohlen 2013 Angaben in Mio. t

Seeverkehr: 1.142 Mio. tdavon 863 Mio. t Kesselkohle 279 Mio. t Kokskohle Weltsteinkohlenförderung: 7,2 Mrd. t

Quelle: VDKI, 2014, vorläufig

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Beitrag von Kohle zur Stromerzeugung 2012

3736

4042

2141

99

6170

48

7880

5193

42

4426

84545

567

2276

02

33

WeltUSA

GroßbritannienSüd-Korea

Indonesien*Deutschland

Taiwan*TschechienBulgarien*

GriechenlandIndien*

IsraelAustralien

Serbien*China*

Kasachstan*Polen

Südafrika*

Steinkohle

Braunkohle

Quelle: IEA, Electricity Information, Paris 2013 (*für Nicht OECD-Staaten Angaben für 2011)

93%84 %

78 %

70 %70 %

54 %54 %

49 %

44 %

40 %38 %

41 %

42 %

47 %

68 %56 %

82 %

76 %

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Ranking in der Nutzung von erneuerbaren Energien

Wasserkraftin Mio. toe

Sonne, Wind, Geothermie, Biomasse in Mio. toe

1. China

2. Kanada

3. Brasilien

4. USA

5. Russland

6. Indien

7. Norwegen

8. Venezuela

9. Japan

10. Frankreich

206,3

88,6

87,2

61,5

41,0

29,8

29,2

19,0

18,6

15,5


1. USA

2. China

3. Deutschland

4. Spanien

5. Brasilien

6. Italien

7. Indien

8. Großbritannien

9. Japan

10. Frankreich

58,6

42,9

29,7

16,8

13,2

13,0

11,7

10,9

9,4

5,9

SEITE 48

Weltweites Ranking Wind- und PV-Kapazität 2013Wind (MW) Photovoltaik (MW)

1. China

2. USA

3. Deutschland

4. Spanien

5. Indien

6. Großbritannien

7. Italien

8. Frankreich

9. Kanada

10. Dänemark

91.460

61.292

34.316

22.898

20.226

10.976

8.448

8.120

7.813

4.747

35.948

18.300

17.600

13.643

12.022

4.828

3.255

4.632

2.983

2.892


1. Deutschland

3. Italien

4. Japan

5. USA

7. Frankreich

6. Spanien

10. Groß-britannien

2. China

9. Belgien

8. Australien

SEITE 49

Wichtigste Treiber der mittel- und langfristigen Preistrends auf dem Welt-Erdölmarkt

> Nachfrage nach Öl (wirtschaftlicher Boom/Wirtschaftskrise)

> Reserven-Höhe und regionale Verteilung

> Gewinnungskosten und Royalties

> Angebotssteuerung durch die OPEC

> Höhe der Reservekapazität bei OPEC-Staaten

> Politische Spannungen in Lieferländern

> Investitionen in den Aufschluss neuer Förderkapazitäten

> Preis-Spekulation

SEITE 50

Bestimmungsfaktoren der langfristigen Preistrends auf dem Welt-Steinkohlenmarkt

> Nachfrage nach Steinkohlen


> Gewinnungskosten und Abgaben

> Seefrachtraten

> Marktmacht der Anbieter

> Preise der Konkurrenzenergien und CO2-Preise

> Umweltpolitisch motivierte Eingriffe in Märkte

> Internationalisierung des Treibhausgas-Emissionshandels-systems

SEITE 51

Treiber der künftigen internationalen Preise für Erdgas

> Nachfrage nach Erdgas


> Infrastruktur – Investitionen – Aufschluss von Förder-kapazitäten, Pipeline-Ausbau, Ausbau LNG-Tankerflotte sowie Verlade- und Anlandeeinrichtungen

> Marktmacht der Anbieter

> Kosten der Bereitstellung

> Entwicklung der Ölpreise

SEITE 52

Weltmarktpreise für Rohöl

109 113 121 128109

136156

183216

116

2012 2020 2025 2030 2035 2012 2020 2025 2030 2035

in realen Größen(Preisstand 2012)USD/Barrel

in nominalen Größen(jeweilige Preise)

Quelle: International Energy Agency, World Energy Outlook 2013, New Policies Scenario, Paris, November 2013, S. 48

SEITE 53

Erdgaspreise nach Regionen

14,2 14,4 14,916,9 17,1

19,121,7

25,1

11,7 11,9 12,3 11,714,2

16,118,5

21,5

5,1 5,6 6,0 6,8 6,17,5

9,111,6

16,914,2

12,0 12,7

2,7 2,70

10

20

2012 2020 2025 2030 2035 2012 2020 2025 2030 2035

in realen Größen(Preisstand 2012)

in nominalen Größen(jeweilige Preise)

Quelle: International Energy Agency, World Energy Outlook 2013, New Policies Scenario, Paris, November 2013, S. 48

Japan(Importe)Europa(Importe)

USA

USD/MBtu

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Die großen technologischen Game-Changers

> Batterien zu günstigen Kosten

> Umfangreiche Smartgrids und Smartmeters mit Big Data

> PV-Zellen und begleitende Geräte die wirklich chinesische Kohle ersetzen

30/09/2014

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Fazit

> Fast 90 % des Welt-Energiemarktes findet sich außerhalb der EU statt. Das reduziert die europäische Nachfrage-Macht und den Einfluss, die Spielregeln in der globalen Energieversorgung mitzubestimmen.

> Demgegenüber ist der Aufstieg der Schwellen- und Entwicklungsländer bei Industrialisierung und steigenden Ansprüchen an den Lebensstandard und dem damit verbundenen wachsenden Energieverbrauch ungebrochen.

> Die Reserven an Öl, Erdgas, Kohle und Uran reichen noch lange Zeit zur Deckung des Bedarfs. Die Verfügbarkeit der fossilen Energieträger wird jedoch bei entsprechend aktiver Klimapolitik limitiert.

> Die EU ist sich weitgehend darin einig, die CO2-Emissionen zu senken. Für eine aktive Klimapolitik reichen jedoch Ermahnungen, Apelle an die bessere Einsicht und abstrakte Klimaschutz-Ziele nicht aus. Südostasien und Südamerika werden sich nicht von ihrem Bestreben abbringen lassen, mehr Wohlstand und mehr Macht zu erlangen.

Documents

SEITE 1 Geostrategische Einflussfaktoren der Weltenergieversorgung Grafiken aufbereitet von Dr. Hans-Wilhelm Schiffer, Essen SS 2015 (Skript 5)