ENERGIEPOLITIK

Beginnen wir klein. Daher daheim. Im Nordosten Österreichs, im Weinviertel.
Dort erstrecken sich unter Weinbergen, Äckern und Wiesen große Öl- und Erdgasfelder. Ab 1942 wurde in diesem Gebiet mehr als die Hälfte der Erdölproduktion des "Großdeutschen Reiches" gefördert. Nach dem Krieg war das Weinviertel 10 Jahre sowjetische Besatzungszone. 10 Mio. Tonnen Erdöl hatten die Russen in diesem Zeitraum gewonnen, noch einmal soviel ließen sie sich als Ablöse für die Unterzeichnung des Staatsvertrags zusichern. Bis zur letzten Lieferung (1963) haben sie sich allerdings mit insgesamt 6,5 Mio. t zufrieden gegeben.

Mess- und Handelseinheiten: 1 Barrel = 159 Liter      1 Tonne = 7,33 Barrel = 1.160 Liter = 1,16 m³
 

RAG

OMV AG - Konzern

Österreichs in Mio. t

Deutschlands in Mio. t

 1990

2005

2009

2010

2009

2010

 Quellen: Statistik Austria, Fachverband der Mineralölindustrie Österreichs , ÖMV, Mineralölwirtschaftsverband www.mwv.de

• Ö 7,6 Mio. t  Rohöl aus 16 Staaten und 7,1 Mio. t  Fertigprodukte (hauptsächlich Benzin und Diesel)
• D 106,7 Mio. t  Rohöl und 28,6 Mio. t  Fertigprodukte
• CH 11,4 Mio. t  Rohöl

2008 importierte

• Ö 7,9 Mio. t  Rohöl aus 16 Staaten und 6,7 Mio. t  Fertigprodukte (Benzin,  Diesel, Heizöl, Bitumen, ...)
• D 105,2 Mio. t  Rohöl und  34,6 Mio. t  Fertigprodukte
• CH 12,2 Mio. t  Rohöl

2009 importierte

• Ö 7,4 Mio. t  Rohöl aus 17 Staaten und 6,2 Mio. t  Fertigprodukte aus D, I, SK (Benzin, Diesel, Heizöl, ...)
• D 98,1 Mio. t  Rohöl  und  32,7 Mio. t  Fertigprodukte
• CH  11,7 Mio. t  Rohöl

2010 importierte

• Ö 6,77 Mio. t  Rohöl aus 16 Staaten und 6,9 Mio. t  Fertigprodukte aus D, I, SK (Benzin, Diesel, Heizöl, ...)
• D 93 Mio. t  Rohöl  und  35,3 Mio. t  Fertigprodukte
• CH 12 Mio. t  Rohöl (davon 75 % aus Aserbeidschan)

• Koordinierung der Erdölpolitik in den Förderstaaten
• Stabilisierung der Weltmarktpreise durch Regulierung der Fördermengen
• "faire Erträge" für Investoren in die Erdölindustrie

In den letzten Jahren haben einzelne OPEC-Mitglieder versucht, durch Androhung einer Reduzierung der Fördermengen politische Ziele durchzusetzen.
Das klappt nicht immer, weil es einigen Mitgliedern an der Förderdisziplin mangelt. Besonders locker nehmen es Venezuela und der Iran. Libyen, Algerien und Ecuador halten ihre Förderquoten eher nur verbal ein; Nigeria  und Angola sind froh, wenn sie es schaffen, die ihnen erlaubten Mengen zu fördern. Für den Irak sind keine Quoten festgelegt.

Mitgliedstaaten sind Algerien, Indonesien¹, Irak, Iran, Katar, Kuwait, Libyen, Nigeria, Saudi-Arabien, Vereinigte Arabische Emirate, Venezuela und Angola (seit 1. 1. 2007).
In halbjährlichen Abständen hält die OPEC eine Konferenz ab, an der die Erdöl- und Finanzminister der Mitgliedstaaten teilnehmen. Dabei gefasste - oder ausbleibende - Beschlüsse haben unmittelbare Auswirkungen auf den Erdölpreis. Dieser wird in US-Dollar pro Tonne oder Barrel (Fass mit 159 Liter) angegeben.
Die OPEC-Staaten produzieren zusammen 41,2 % des weltweit geförderten Erdöls und verfügen über 70 % (129.754 Mio. t) der Weltreserven. (Stand 1. 1. 10).

Europa bezieht 38 % seines Erdöls aus OPEC-Staaten. Stand 1/2011

Bei einer Blockade folgender Seewege fallen pro Tag ... Prozent des Weltölhandels aus:

• Straße von Hormuz   15 %
• Straße von Malakka   13 %
• Bab el Mandeb (Golf von Aden)  3 %
• Bosporus 3 %
• Suezkanal 2 %
• Panamakanal 1 %

2009 betrug der Jahres- Weltbedarf 3,82 Mrd. Tonnen (2008: 3,93 Mrd. Tonnen).  Laufend werden neue Vorkommen entdeckt, so dass derzeitige Prognosen von Vorräten bis mindestens 2055 sprechen - vorausgesetzt, es werden keine zusätzlichen Lagerstätten entdeckt und der Verbrauch bleibt auf gleichem Niveau.

Die bestätigten, wirtschaftlich gewinnbaren Ölreserven betrugen zum 31. 12. 09 185 Mrd. t.
Bei unverändertem Weltverbrauch reicht diese Menge noch für 46 Jahre sollte. Mineralölbericht 2009

Im Jahr 2010 stiegen die globalen Erdölreserven um 8,5 %. Die größte Zunahme - +113 % - verzeichnete Venezuela. Damit besitzt es hinter Saudi Arabien die zweitgrößten Vorkommen.
Wenn Saudi Arabien die aktuelle Produktionsmenge beibehält, reichen seine Reserven noch 80 Jahre, ohne dass eine neue Quelle angezapft werden müsste.  Oil & Gas Journal   Feb. 2011

Aber wer weiß schon, wie die Welt in 50 Jahren aussehen wird und was die Technik bis dahin ermöglicht.
Wobei, es gibt auch Stimmen, welche die Erdölzukunft ganz anders sehen. Colin Campell, ein Geologe, der für BP und Amoco Erdölfelder erschlossen hat, ist eine davon. Seiner Meinung nach wird die Erdölförderung 2010 den absoluten Höhepunkt erreichen, bis zu diesem Zeitpunkt wird die Hälfte aller Erdölvorkommen verbraucht sein. Der Bedarf wird jedoch weiterhin steigen.
 
Großen Einfluss auf die zeitliche Reichweite der Versorgung mit Erdöl werden die ständigen Verbesserungen der Fördertechniken haben. Häufig verbleiben aus technischen Gründen mehr als die Hälfte des Vorkommens in der Lagerstätte. Könnte die Ausbeute auf 60 % erhöht werden würde das den Zeithorizont um einige Jahre verlängern. Auch ohne Entdeckung neuer Lagerstätten.

Die größten Erdölreserven der Welt lagern in Saudi Arabien 264 Mrd. Fass, im Iran 137 Mrd. Fass, im Irak 115 Mrd. Fass, in Kuwait 101 Mrd. Fass und in den VAE 98 Mrd. Fass. Dann folgen Venezuela 87 Mrd. Fass, Russland 80 Mrd. Fass, Libyen 41 Mrd. Fass, Kasachstan 40 Mrd. Fass und Nigeria 36 Mrd. Fass. Quelle: BP Statistical Review 2008

Das CIA World Factbook (https://www.cia.gov/library/publications/the-world-factbook/) veröffentlichte im Frühjahr 2011 eine Reihung der Staaten mit den größten Ölreserven (inkl. Ölschiefervorkommen) und bezifferte deren Wert, wobei man von einem Preis von 112 $ je Barrel ausging:

Australien

15

   Allzeit-Höchststand am 11. Juli 2008: 147,50 $

• West Texas Intermediate (WTI), das qualitativ beste Erdöl, erzielt lange Zeit die höchsten Preise. Es ist besonders schwefelarm, wird nur in den USA gehandelt (Börse: New York - NYMEX) und ist daher für den europäischen Markt völlig bedeutungslos. Dennoch argumentierten die Ölkonzerne ihre Preisgestaltung in Europa - sobald es ihnen einen Vorteil brachte - mit dem WTI-Preis.
  Allzeithöchst (Börsenschluss) am 11. 7. 2008 mit 147,27 $.      Stand 15. 9. 08 95,72 $           Stand      3. 1. 12  102,55 $*
   
• Das in der Nordsee geförderte Brent (Handelsplatz Londoner Börse - ICE) notiert  - ohne dessen Qualität zu erreichen - mehr oder weniger knapp über dem Preis der Sorte WTI.
  Seit 2010 ist Brent teurer als WTI. Am 31. 1. 2011 kostete der Märzkontrakt 101 $ und lag damit um gut 12 $ über dem Preis von WTI.
  Allzeithöchst (Börsenschluss) am 11. 7. 2008 mit 147,50 $.      Stand 15. 9. 08 92,60 $           Stand      3. 1. 12  109,55 $*
   
• Das qualitativ schlechtere (hoher Schwefelgehalt), spezifisch schwerere, "saure" Dubai Fateh aus dem OPEC-Raum (Handelsplatz Dubai Mercantile Exchange - DME aber auch an der ICE)

*Preis am Spotmarkt zur sofortigen Lieferung
 
Weltweit werden etwa 130 Rohölsorten gefördert. Ihre Preisen richten sich nach dem Qualitätsunterschied zu den Spitzensorten Brent und WTI so wie dem OPEC-Korb, dessen Wert sich aus den Preisen der Sorten Saharan Blend Algerien, Girassol Angola,  Minas Indonesien, Iran Heavy Iran, Basra Light Irak, Kuwait Export Kuwait, Es Sider Libyen, Bonny Light Nigeria, Qatar Marine Katar, Arab Light Saudi Arabien, Murban VAE, BCF 17 Venezuela zusammensetzt.

Weltverschwender Nr. 1 im Bereich Energie waren bis 2009 die USA.  Bei Erdöl sind sie immer noch mit Abstand größter Verbraucher. Im Vergleich mit China (2009: 420 Mio. t) ist der US-Verbrauch doppelt so hoch.
Sie "konsumieren" jeweils mehr als ein Fünftel des Weltverbrauchs an Erdöl (US-Verbrauch 2009: 835 Mio. t) bzw. Erdgas. Die Öl-Eigenförderung beträgt 7,4 Mio. Fass pro Tag 2010, der tägliche Verbrauch 21 Mio. Fass, was einen Importanteil von ~65 % ergibt. 2009 förderten die USA mit 325 Mio. t nur noch 3/4 der Menge von 1990. Daher reagieren sie besonders sensibel auf jeden politischen Ausschlag in "ihren" Lieferstaaten:
Jeweils 12 % der Einfuhren kommen aus Saudi Arabien und Nigeria, Venezuela liefert 10 %, Angola 6 %, Irak 5 %, je 3 % werden aus Kolumbien, Ecuador und Algerien bezogen. 1/3 kommt aus "sicheren" Staaten (18 % aus Kanada, 15 % aus Mexiko). Die restlichen 13 % entfallen auf mehrere Staaten. Stand Ende 2005 Quelle: EIA
Ein kleiner Lichtblick war die Entdeckung von Feldern im Golf von Mexiko im Jahr 2006. Die dort in 9000 m (!) Tiefe eingeschlossenen Ölmengen wurden auf 3 Mrd. bis 15 Mrd. Barrel geschätzt. Die Förderkosten auf ca. 40 $ pro Barrel.
40 $ pro Barrel ist auch der Preis, ab dem sich die Gewinnung von Erdöl aus Schiefergestein (siehe auch Schiefergas) lohnt. Die US-Vorräte (1,5 Bio. t) sind fünfmal größer als jene Saudi Arabiens (260 Mrd. t) 10/2011
[Zum Vergleich: Lukoil fördert in Sibirien zu durchschnittlichen Kosten von 2,5 $ pro Fass - Stand 2007
Die Förderkosten der weltweit größten privaten Ölkonzerne liegen zwischen 6 und 10 $ pro Barrel, inkl. Explorations-, Erschließungs-, Administrations- und Finanzierungskosten kostet das Barrel rund 30 $.Stand 12/2007]
Eine "stille" Reserve stellen erstens die schon vor Jahren "geschlossenen" alten Erdölfelder dar. Sie wurden nur zu 30 % ausgebeutet. Mit neuen Fördermethoden können ihnen noch beachtliche Mengen entnommen werden.
Zweitens bleibt noch die Hoffnung auf Aufhebung des 1982 vom Kongress beschlossenen Förderverbotes in 85 Prozent der amerikanischen Küstengewässer. In diesem Gebiet werden 20 Mrd. Barrel Erdöl und 2.500 Mrd. m³  Erdgas vermutet.
US-Energieaufkommen lt. IAEA 1. 1. 2011
Fossile Energie: 71 %   Wasserkraft: 6,5 %   Kernenergie:20 %   Erneuerbare Energieformen: 3,4 %

2010 förderte Kanada 3,1 Mio. Barrel / Tag
2011 förderte Kanada 2,8 Mio. Barrel / Tag davon 1,5 Mio. aus Ölsand.

In Mexiko, 2003 noch fünftwichtigster Erdölproduzent, 2009 mit 148 Mio. t bereits an siebenter Stelle, gehen die Vorräte (12,9 Mrd. Barrel) zur Neige. Bei einer täglichen Förderung von 2,8 Mio. Barrel 2010 (2004 waren es noch 3,8) geht die Hälfte in den Export. Die Vorräte in den erschlossenen Lagerstätten gehen rasch zur Neige. Voraussichtlich müssen 2012 die Exporte eingestellt werden. Quelle: Rohstoff Report 2+9/08
Geschätzte 30 Mrd. Barrel sollen vor der Küste in mindestens 500 Metern Tiefe lagern. Eine Sondierungsbohrung nach diesem Schatz kostet 150 Mio. $ und hat eine Trefferwahrscheinlichkeit von 15 %.
40 % der Staatseinnahmen Mexikos stammen aus den Abgaben der staatlichen Erdölgesellschaft PEMEX (führt 60 % seiner Einnahmen als Steuern ab. 2006 lieferte PEMEX 54 Mrd. $ an den Staat ab) Quelle: NZZ 2.5.08 + Rohstoff Report 9/08

Norwegen, siebtgrößter Öl- und zweitgrößter Erdgasexporteur, hat neue Reserven entdeckt. 200 km vor der norwegischen Küste fand der Ölkonzern Statoil in der Barentsee ein Feld mit rund 500 Mio. Barrel Öläquivalenten. In Öläquivalenten wird der Energiegehalt einer Fundstätte angegeben, da neben Erdöl immer auch Erdgas vorhanden ist. Quelle: Handelsblatt  4. 4. 11
Im August 2011 informierte Statoil über einen weiteren Fund. In den beiden Feldern "Aldous" und "Avaldsnes" liegen förderbare Reserven zwischen 0,5 bis 1,2 Mrd. Barrel. Im Oktober revidierte Statoil die Schätzungen für "Aldous" auf 900 Mio. bis 1,5 Mrd. Barrel.

Weit besser steht der Iran da. Bei gleich bleibendem Verbrauch langen seine Ölvorräte noch für 90 Jahre, bei Erdgas sieht es mit 220 Jahren noch besser aus. Stand Juli 2007
Knapp10 % der Tagesförderung von 4,2 Mio. Barrel bezieht Indien, das 2010 dafür 12 Mrd. $ bezahlte. Handelsb. 5. 1. 11

Saudi Arabien erwirtschaftet 50 bis 60 Prozent seines BIP aus dem Verkauf von Erdöl. Von den Gesamtexporten entfallen 85 % auf Erdöl. 9 bis 10 Mio. Fass werden täglich gefördert, in Krisenfällen kann die Förderung auf 12,5 Mio. gesteigert werden.
2010 gingen 57 % des saudischen Öls in den Fernen Osten, 14 % in die USA, 4 % nach Europa.
2010 förderte Saudi Arabien 10 Mio. Barrel / Tag

China, der fünftgrößte Erdölproduzent der Welt, verbrauchte im Sommer 2008 fast 10 % der täglichen Weltförderung (>8 von weltweit 85 Mio. Barrel ); die Lieferanten waren: 675.000 Barrel aus Angola, 656.000 aus Saudiarabien, 433.000 aus Iran, 285.000 aus Oman, 252.000 aus Russland, 216.000 aus dem Sudan, 200.000 aus Venezuela, 109.000 aus Kasachstan, 97.000 aus Libyen, 95.000 aus dem Kongo, 628.000 aus anderen Staaten. Quelle: Rohstoffreport
Bis 1995 noch Selbstversorger, musste es 2003 91 Mio. t importieren. Das entsprach 37 % seines Gesamtbedarfs. 2004 betrugen die Einfuhren schon 110 Mio. t bzw. 2,5 Mio. Fass pro Tag, das entsprach schon 40 % seines Verbrauchs. Damit war China innerhalb von nur zehn Jahren zum zweitgrößten Importeur geworden. 2006 waren schon 7 Mio., 2007 sogar 7,6 Mio. Fass erforderlich um den täglichen Bedarf zu decken. 2009 musste China 230 Mio. t Erdöl einführen.
2009 förderte China 190 Mio. t selbst - womit es seinen Bedarf zu knapp 45 % decken konnte. Offiziell werden die wirtschaftlich nutzbaren Reserven mit 2,04 Milliarden Tonnen (= 14,9 Mrd. Fass) beziffert.
2010 förderte China 4,1 Mio. Barrel / Tag
2009 war China erstmals mit 2.252 Mio. t Erdöleinheiten weltweit der größte Energieverbraucher vor den USA mit 2.170 Mio. t.
2010 verbrauchte China 20 % des weltweiten Energieaufkommens. An zweiter Stelle folgen die USA mit 19 %.
Chinas Energieaufkommen lt. IAEA 1. 1. 2011
Fossile Energie: 80,6 %   Wasserkraft: 16,9 %   Kernenergie:2 %   Erneuerbare Energieformen: 0,5 %

Japan, mit einem Tagesbedarf von 5 Mio. Fass der drittgrößte Erdölverbraucher, fördert aus 145 eigenen Quellen täglich wenig beeindruckende 19.000 Fass. Stand: 2010
Ein Territorialstreit mit China um die Gewässer rund um die Senkaku-Inseln (chinesische Bezeichnung: Diaoyu-Inseln), in denen große Erdöl- und Erdgasvorkommen vermutet werden, ist aufrecht.

Russland förderte 2004 450 Mio. t (2003: 421 Mio. t) und war weltgrößter Produzent (vor Saudi Arabien). Mit einer Exportmenge von 260 Millionen Tonnen lag Russland an zweiter Stelle (hinter Saudi Arabien) der Weltrangliste.
2006 steigerte Russland die Erdölförderung auf 485 Mio. t, davon verbrauchte es für den Eigenbedarf 136 Mio. t.
Seit 2011 wird China mit 300.000 Barrel / Tag über die ESPO-Pipeline (Länge: 4.000 km Kosten: 25 Mrd. $) versorgt.
Russland hat die EU an der Energiegurgel. Es liefert 36,4 % aller EU-Rohölimporte und 36,7 % aller EU-Gasimporte. Quelle: Directorate General Energy and Transport 2005

2010 förderte Russland 10,145 Mio. Barrel / Tag (505 Mio. t / Jahr), kein anderer Ölproduzent erreichte diesen Wert. Täglich wurden 7,3 Mio. Barrel (bpd) exportiert.

Deutschland fördert aus nationalen Quellen 1,4 Mio. t / Jahr. Die Reserven betragen 56 Mio. t, wovon 20 Mio. t erst 2011 gefunden wurden. Deutschlands Rohölimporte kamen 2009 zu 35 % aus Russland.

AFRIKAs nachgewiesene Ölreserven werden mit 132,1 Mrd. Barrel beziffert. Afrikanisches Tiefseeöl ist leicht und schwefelarm.
Verteilung: Libyen 46,4 Mrd. Barrel; Nigeria 46,4 Mrd. Barrel; Angola 13,5 Mrd. Barrel; Algerien 12,2 Mrd. Barrel; Sudan 6,7 Mrd. Barrel; Ägypten 4,5 Mrd. Barrel; Gabun 3,7 Mrd. Barrel; Kongo 1,9 Mrd. Barrel; Äquatorial Guinea 1,7 Mrd. Barrel. Quelle: BP 2011
Im Golf von Guinea werden Vorkommen von mehr als 70 Mrd. Barrel vermutet. Dazu gehört das bereits genutzte Feld Jubilee1 vor der ghanesischen Küste mit geschätzten 1,8 Mrd. Barrel.
Nigeria ist der größte afrikanische Erdölproduzent (2 Mio. Barrel/Tag; 2001: 110 Mio. t/J, 2005: 125 Mio. t/J, 2009: 98/Mio. t/J). Sofern nicht die Guerilla im Nigerdelta Erdölarbeiter entführt, Pipelines zerstört oder Förderanlagen angreift. Dann setzt sich Angola an die Spitze (2009: 88/Mio. t/J).
Im Dezember 2010 nahm Ghana seine Erdölproduktion auf. Aus dem vor der Küste gelegenen Feld Jubilee 1 wurden täglich 120.000 Barrel gefördert. 2013 sollen es 250.000 Barrel sein. Der Nachbarstaat
Elfenbeinküste bringt es nur auf täglich 60.000 Barrel.

Ägypten fördert 750.000 Barrel / Tag, durch die Sumed-Pipeline (Rotes Meer zum Mittelmeer) fließen täglich 2,5 Mio. Barrel weitere 2,2 Mio. Barrel werden täglich durch den Suezkanal transportiert.

Die Mietkosten für eine Hubbohrinsel betragen bis 120.000,- € pro Tag. Oder man kauft sie.
Das geht ordentlich ins Geld. Mitte 2006 kosteten fest verankerte Hub-Bohrinseln, so genannte "Jack-up-Rig", 160 Mio. $ pro Stück. Tägliche Fixkosten einer Plattform: 500.000 $ Feb. 2010
Schwimmende Bohrinseln, "floating rigs", operieren in Meerestiefen über 200 Meter. Sie werden durch riesige Ankerketten oder mit Hilfe von Wasserturbinen in Position gehalten. Die aufwendigere Technik schlägt sich im Preis nieder, der bis zu 300 Mio. $ betragen kann.
Für die Transocean Marianas musste der ENI-Konzern täglich 450.000 $ Miete bezahlen (Mietdauer 2/11 bis 12/12)
Schiffe mit integrierten Bohrtürmen (Drillship) pumpen das Erdöl vom Meeresgrund nach oben, trennen das Wasser-Öl-Gasgemisch und lagern das Öl bis es von Tankern übernommen wird. Die Schiffe sind so konstruiert, dass sie sich um den Bohrturm drehen können. Dadurch bieten sie starken Strömungen und Stürmen keinen starren Widerstand. Häufig sind sie als Katamaran gebaut, ihre Schwimmer können geflutet werden, was die Stabilität erhöht. Mit Hilfe von Propellern und Motoren können sie ihre Position auch in schweren Stürmen halten.
Bei ihrer Suche nach Öl können Bohrschiffe 3.000 m Wasser und weitere 12 km Boden durchdringen.
Ein BOHRSCHIFF in der Nordsee war 2005 noch für 50.000,- Dollar pro Tag mietbar, Ende 2007 musste man dafür schon 200.000,- Dollar täglich berappen.
Was kostet ein Drillship frisch aus der Werft? Die dänische Reederei Mærsk hat zwei bei der koreanischen Samsung Heavy Industries bestellt. Liefertermin: 2014; Gesamtauftragswert: 1,3 Mrd. $

Nach Angaben der OPEC waren Anfang 2006 weltweit 2.746 Onshore- und Offshore-Plattformen in Betrieb. Der überwiegende Teil älter als 25 Jahre.
Zwei der wichtigsten Offshore-Bohrunternehmen, Transocean Inc. und GlobalSantaFe Corp., beschlossen 2007 ihre Fusion. Die Größe des neuen Unternehmens mit Sitz anfangs in Huston (Texas) - ab 2009 in der Schweiz - macht es zum Weltmarktführer, der 146 Offshore-Plattformen betreibt. Darunter sind 29 für Tiefseebohrungen (>1.500m) konstruiert. Eine bedeutende Menge, schließlich gibt es davon weltweit nur etwa 70.
Im Auftrag von BP betrieb Transocean Inc. die am 20. April 2010 im Golf von Mexiko explodierte und gesunkene Plattform "Deepwater Horizon" (Der Untergang der Plattform verursachte 2010 Kosten von 116 Mio. € nach Steuern, brachte jedoch Einnahmen durch Versicherungszahlungen in der Höhe von 267 Mio. €.). Der Zubehörspezialist Cameron war Hersteller der nicht funktionierenden Sicherheitsventile, die Firma Halliburton hatte kurz vor der Explosion Hohlräume am Bohrloch mit Zement verfüllt. Mit 25 % am Ölfeld beteiligt ist die US-Ölfirma Anadarko Petroleum. 90 Tage nach der Explosion konnte das Leck geschlossen werden. 4,1 Mio. Fass waren ins Meer geflossen. (Vgl. US-Tagesbedarf 20 Mio. Fass) Die Menge entspricht der Ladung zweier 280.000 t Tanker oder der täglichen Förderung von Norwegen.

16 Tiefsee-Bohrinseln vermietet die Noble Corporation - Miete pro Stück und Tag 550.000 Dollar Juni 2008 - an die Ölkonzerne, übernimmt wie die gesamte Branche auf Wunsch auch die Förderung und den Abtransport. Die Auftraggebern können unter Halbtauchbohrinseln (Semi-submerible Rig), Hubbohrinseln (Jack-up-Rig), Bohrschiffen und festen Tauchbohrinseln (Submerible Rig) wählen.
Nach dem Kauf der norwegischen Erdölbohr- und Dienstleistungsgesellschaft Awilco Offshore ASA durch die chinesische COSL verfügt die COSL (China Oilfield Services) über 22 Explorations- und Bohrplattformen, an 6  weiteren wird gebaut. Juli 2008

Offshore-Taucher sind hauptsächlich "Einzelunternehmer" (Freelancer), die für einen bestimmten Zeitraum bzw. Einsatz von Öl- oder Taucherfirmen engagiert werden. Sie sind weltweit unterwegs, ihre Arbeit verrichten sie in Meerestiefen bis 400 Meter. Mit einem Tagesverdienst von 500 bis 1.500 Euro scheint ihre gefährliche Tätigkeit eher unterbezahlt. Sie verlegen und kontrollieren Pipelines, verankern und montieren Bohrtürme, bringen Ventile an Gas- oder Ölquellen an.

Die großen Erdölkonzerne sichern sich zwar die Rechte an vermuteten Lagerstätten, beauftragen mit deren Erkundung jedoch Fremdfirmen. Die bedeutendsten sind Technip , CGGVeritas und die ENI-Tochter Saipem . Sie teilen sich ein Marktvolumen von mehr als 40 Mrd. €.

Wem gehört der Meeresgrund?
Von 1973 bis 1982 dauerte die UN-Seerechtskonfernez an der 158 Staaten im "Law of Sea" drei Zonen festlegten:

• bis 12 Seemeilen vor der Küste eines Staates ist das Meer dessen Hoheitsgebiet
• danach folgt die 200 Seemeilen (in Ausnahmefällen 350 Seemeilen; z. B. wenn ein Land einen weit ins Meer ragenden Festlandsockel besitzt) breite Ausschließliche Wirtschaftszone. Ihre Nutzung (Bodenschätze und Fischfang) steht nur der Nation, der sie vorgelagert ist, zu. Schiffen anderer Nationen muss die Durchfahrt erlaubt sein
• darüber hinaus folgt das zum "gemeinsamen Erbe der Menschheit" erklärte Gebiet: Das "Freiwasser" (Hochsee) und der Tiefseeboden ("The Area"). Ein Staat, der den Tiefseeboden nutzen möchte, muss bei der Internationalen Meeresbodenbehörde (International Seabed Authority, ISA) eine Lizenz für einen Claim erwerben. Sie gilt für 15 Jahre und ist natürlich kostenpflichtig.

Unterirdische Pipelines werden entlang ihres Verlaufs mit gelben (Erdgas) oder orangefarbenen (Erdöl und Mineralölprodukte) Hütchen markiert.
Als erste Gas-Pipeline in Ö ging 1974 die TAG I (Trans-Austria-Gasleitung) in Betrieb. Sie transportiert russisches Erdgas und verläuft von Baumgarten (NÖ) nach Arnoldstein (K). Die parallel verlaufende TAG II sorgt seit 1988 für ein erhöhtes Transportaufkommen. Eine Abzweigung der TAG I , die SOL (Süd-Ost-Leitung) bringt Erdgas nach Slowenien und Kroatien. Mit der TAG LOOP II steht der TAG seit 2006 eine dritte Leitung zur Verfügung.
Russisches Erdgas für Frankreich und Deutschland fließt in der WAG (West-Austria-Leitung von Baumgarten nach Oberkappel OÖ) und nach Ungarn in der HAG (Hungaria-Austria-Gasleitung von Baumgarten nach Mosonmagyarovar).
50 Mrd. m³ Transitgas werden pro Jahr durch Österreich in die Nachbarstaaten weiter geleitet.

Das Betreiben von Pipelines ist ein einträgliches Geschäft.
Der Bilanzgewinn der Trans Austria Gasleitung GmbH betrug 2007 37.012.080 € / 2008 33.048.768 € / 2009 80.253.939 €
 

Bei der Lagerstättensuche wird mit vibrierende Metallplatten der Untergrund erschüttert, das Echo der Schwingungen mit Geophonen erfasst und in Ultraschallbilder umgewandelt. Die Ergebnisse ermöglichen ein gezieltes Platzieren der Bohrungen.
Das spart Geld, kostet doch eine mitteltiefe Bohrung (2000 - 3000 m) ~ 10 Mio. Euro.
Pipelines transportieren Erdgas und Erdöl unterirdisch in Ost-West- bzw. Nord-Süd-Richtung quer durch Österreich. Sie müssen regelmäßig überprüft werden. Deshalb ist ihr Verlauf oberirdisch markiert und beschriftet. Abb. oben links

Wie viel der Pipelinebetreiber für die Erdgas-Durchleitung in Österreich verlangen darf, ist in der SonT-GSNT-VO (Sonstige Transporte-Gas-SystemNutzungstarife-VerOrdnung) geregelt. In der Novelle für 2009 waren das laut
 
§ 2 Abs. 4 (4) Als Netznutzungsentgelt wird für die Regelzone Ost festgelegt:

• a) für Transporte mit einer Transportstrecke bis 150 km
  1. Arbeitspreis: 0,0134 Cent/kWh
  2. Leistungspreis: 110,06 Cent/kWh
• b) für Transporte mit einer Transportstrecke über 150 km
  1. Arbeitspreis: 0,0537 Cent/kWh
  2. Leistungspreis: 440,25 Cent/kWh

Der Preis für Erdgas wird in Dollar pro 1000 m³ angegeben: ... $ /1000 m³
An der Börse notieren Erdgaskurse auch in Dollar je 1 Million britischer Thermaleinheiten ... $ /1mmBTU.

Die Erdgas-Importe der Schweiz kommen zur Hälfte aus der EU, je 21 % aus Russland und Norwegen, die restlichen 8 % entfallen auf mehrere Staaten.

Die Erdgas-Importe Deutschlands kamen 2008 zu 37 % aus Russland (2010: 39 Mrd. m³), 24 % lieferte Norwegen, 18 % die Niederlande. 15 % des Verbrauchs werden im Inland gefördert, hauptsächlich in Niedersachsen.
2009 wurden aus Russland 32 % des deutschen Bedarfs bezogen, 29 % lieferte Norwegen, 20 % die Niederlande.
Verbrauch 2010: ~100 Mrd. m³)
Quelle: Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW)

In Westeuropa wurden mit 270 Mrd. m³ 2 Prozent mehr Erdgas gefördert als im Vorjahr; es stammte zu über 80 Prozent aus den drei größten Förderländern Großbritannien (110 Mrd. m³), den Niederlanden (62 Mrd. m³) und Norwegen (51 Mrd. m³).

Russland plant eine Produzentenvereinigung nach dem Muster der OPEC. Ein Treffen wichtiger Erdgasexporteure in St. Petersburg (23. 12. 2008) sollte das Vorhaben auf Schiene bringen.

Der Erdgasverbrauch in Westeuropa betrug 400 Mrd. m³. Erdgas deckte damit unverändert 23 Prozent des gesamten Energieverbrauchs in Westeuropa.
55 % des Verbrauchs werden in Westeuropa gefördert, 25 % kommen aus Russland, 11 % aus Algerien.
Im EU-Raum wurden 2006 500 Mrd. m³. Erdgas verbraucht, davon wurden 125 Mrd. m³ aus Russland bezogen.
2008 importierte Europa 160 Mrd. m³ aus Russland, Hauptabnehmer war Deutschland mit ~35 Mrd. m³.
Die Erdgasimporte der EU-27 kamen 2008 aus
Russland 31,5 %, Norwegen 24,1 %, Algerien 12,4 %, Nigeria 3,3 %, Libyen 2,5 %, Ägypten 1,8 %,Katar 1,4 %  Quelle: EUROSTAT

Polen besitzt Schiefergasreserven im Ausmaß von 187 Bio. Kubikfuß und kann damit seinen Erdgasbedarf für die nächsten 300 Jahre decken. Energy Information Agency EIA

Frankreich besitzt Schiefergasreserven im Ausmaß von 108 Bio. Kubikfuß, die es nicht zu nutzen gedenkt. Ein Gesetz über das Förderverbot wurde 2011 beschlossen.

Die USA konnten während mehrerer Jahre bis 2010 wie bei Erdöl auch bei Erdgas ihren hohen Bedarf nicht aus eigenen Vorkommen decken. 15 % mussten importiert werden, bis die Gewinnung von Schiefergas das Land für die nächsten 100 wieder autark machte. Gegenstimmen sprechen maßloser Übertreibung durch die Energiekonzerne und sehen die Erschöpfung der Vorräte bereits nach sieben Jahren.
Schätzungen des US-Energieministeriums (10/2011) sprechen von 23 Bio. m³ verfügbarer Schiefergasvorkommen.
Dem Energiegehalt entsprechend, betrug das Preisverhältnis Erdöl zu Erdgas bis 2008 7:1 (Henry-Hub-Kontrakt). Das Gas-Überangebot 2011 atomisierte die Preisbindung. Ein Barrel WTI kostete 100 $, der Henry-Hub-Kontrakt jedoch nur 4 $ pro Einheit. März 2011
2012 waren die USA bereits weltgrößter Gasproduzent, sie förderten mehr als 19% des globalen Angebots. 14 % der inländischen Gasförderung stammten aus Schiefergestein, 2035 soll der Anteil 45 % betragen.
Stromerzeugung 2010: 48 % aus Kohlekraftwerken, 20 % aus AKW, 18 % aus Erdgas-KW.

Gewinnung von Schiefergas: Das Gas befindet sich in Millionen kleiner Poren im Tonstein (auch als Schiefer bezeichnet). Der Tonstein wird senkrecht angebohrt, dann die Bohrung horizontal über eine Strecke von etwa 2000 m weiter geführt. Anschließend wird unter hohem Druck ein Gemisch aus Wasser, Sand und Chemikalien (Substanzen, wie sie in Waschmitteln oder Kosmetika verwendet werden) in das Bohrloch gepresst. Dieser Vorgang wird als "Hydraulic Fracturing" oder "Fracking" bezeichnet. Dabei entstehen unzählige Risse, durch die das Erdgas entweichen kann. Das Fracking ist nach wenigen Tagen beendet, danach steht das Bohrloch für die Produktion bereit.
Damit das Grundwasser nicht vergiftet wird, werden die Wände des Bohrlochs betoniert und mit Stahlrohren verschalt.

CHINA gibt seine Gasreserven mit 2,45 Bio. m³ an. Verbrauch 2008: 78 Mrd. m³

In Russland betrug 2006 die Erdgasförderung 520 Mrd. m³. Das Fördervolumen entsprach 22 Prozent der gesamten Erdgasförderung in der Welt. Russland blieb damit größtes Förderland und mit 187 Mrd. m³ auch größter Exporteur.
Erdgasförderung und Erdgasverbrauch in der Welt erhöhten sich von 2007 auf 2008 um 3,4 % auf 3.066 Mrd. m³. Das entsprach 24 Prozent des gesamten Weltenergieverbrauchs.
2010 förderte Russland pro Tag 1,78 Mrd. m³ und lag damit hinter den USA (~2 Mrd. m³ pro Tag) an zweiter Stelle.

Der Irak versteigerte am 20. 10. 2010 drei Erdgasfelder. Das Akkas-Feld (Reserven 158 Mrd. m³) ersteigerte ein südkoreanische-kasachisches Konsortium, das Mansuria-Feld (Volumen 127 Mrd. m³) ging an eine türkisch-südkoreanisch-kuwaitische Firmengruppe, Siba (34 Mrd. m³) sicherte sich ein türkisch-kuwaitisches Joint Venture.

Vor Israels Küste warten mehrere Erdgasfelder auf ihre Ausbeutung. In den beiden größten, "Leviathan" und "Tamar" lagern 430 Mrd. m³ bzw. 225 Mrd. m³.

Nach eigenen Angaben (Gasco) liegt Ägypten in der Weltrangliste der Erdgasproduzenten an sechster Stelle. Laut CIA wurden 2009 62,7 Mrd. m³ produziert. Die Vorräte betragen 2210 Mrd. m³. Schätzung 2011

Bekannte Erdgasreserven 1988: 109.720 Mrd. m³
Bekannte Erdgasreserven 2009: 185.020 Mrd. m³ (6.534 Billionen Kubikfuß), die den Weltbedarf für 60,4 Jahre decken sollten. Quelle BP Statistical Review
 
Erstaunlich der Umgang mit dem wertvollen Rohstoff. Eine Weltbankstudie (2007) kommt zum Ergebnis, dass jährlich zwischen 150 und 170 Mrd. m³ - das sind mehr als 5 % der Weltförderung - als "Nebenprodukt" der Erdölförderung anfallen und an den Förderstellen einfach verbrannt (abgefackelt) werden. Die größten Abfackler sind Russland (50 Mrd. m³) und Nigeria (23 Mrd. m³).
 
Die größten Lagerstätten liegen in Russland (48.000 Mrd. m³, entsprechen 26 % der Weltreserven), Iran (27.500 Mrd. m³), Katar (25.800 Mrd. m³) und Turkmenistan (13.000 bis 23.000 Mrd. m³). Diese vier Staaten halten 2/3 der Weltreserven.
Der Nahe Osten (ohne Iran) verfügt über 45.410 Mrd. m³,
In Afrikas Boden lagern 14.580 Mrd. m³, im Fernen Osten 14.460 Mrd. m³, GUS (ohne Russland) 8.620 Mrd. m³,  Nordamerika (inkl. Mexiko) 7.980 Mrd. m³, Zentral- und Südamerika 14.580 Mrd. m³, Europa 6.130 Mrd. m³.
 
14 bedeutende Ergasproduzenten (Russland, Algerien, Iran, Indonesien, Malaysia, VAE, Katar, Ägypten, Venezuela, Trinidad + Tobago, Nigeria, Bolivien, Brunei, Libyen), die zusammen mehr als 41 % der Weltproduktion fördern und über 73 % aller Vorräte verfügen, kamen 2007 überein, sich untereinander um eine "intensivere Kooperation" zu bemühen.

Die größten Produzenten 2008 waren Russland (602 Mrd. m³), USA (582 Mrd. m³), Kanada (175 Mrd. m³), Iran (116 Mrd. m³), Norwegen (100 Mrd. m³). Quelle: BP Statistical Review of World Energy 2008
Die größten Verbraucher 2008 waren USA (657 Mrd. m³), Russland (420 Mrd. m³), Iran (118 Mrd. m³), Kanada (100 Mrd. m³), GB (94 Mrd. m³).
 

Erdgas in Prozent der Welt-Gesamtmenge
 

Auf Algerien entfallen mit 95 Mrd. m³ pro Jahr 70 Prozent der afrikanischen Erdgasproduktion.

Mit seinen Lieferungen von insgesamt rd. 55 Mrd. m³, die - per Pipeline und in Form von Flüssiggas (LNG) - nach Westeuropa, sowie als Flüssigerdgas in die Türkei und in die Vereinigten Staaten von Amerika gingen, blieb Algerien auch das mit Abstand bedeutendste Erdgasexportland Afrikas. Weitere Exportländer waren Libyen und Nigeria.

Als Machtinstrument verwendet Russland sein Erdgaspotential. Politisch widerborstigen Abnehmern berechnet der staatliche Monopolist Gazprom höhere Preise.
Am 1. 1. 2007 bezahlten für 1000 m³ Erdgas:
Armenien 110 $, Ukraine 130 $ (nach 95 $ 2006), Moldawien 170 $, Aserbeidschan 235 $, Georgien 235 $. Weißrussland statt bisher 46,68 $ nun 100 $ (+ Verkauf von 50 % des staatlichen Pipeline-Betreibers Beltransgaz gegen eine Zahlung von 2,5 Milliarden Dollar an Gazprom). Gazprom kündigte eine schrittweise Anhebung auf westeuropäisches Niveau bis 2011 an.
Ab 1. 1. 2008 bezahlte die Ukraine - bzw. der staatliche Energiekonzern Naftogaz - 179,5 $ für 1000 m³ Erdgas, Weißrussland ab 1. 4. 2008 128 $.
Den EU-Staaten werden von Gazprom 353 $ (Litauen) bis 525 $ (Westeuropa) verrechnet. Stand Dez.. 2008
Turkmenistan stellt PetroChina für 1000 m³ 195 $ in Rechnung, weitere 50 $ berappen die Chinesen für den Transport.
Überraschend kündigte Gazprom ab 1. 1. 2009 den Preis für Europa um 30 % auf 280 $ für 1000 m³ Erdgas zu senken und versprach diese Preisniveau so lange zu halten, wie der Preis für russisches Urals-Öl im Jahresschnitt unter 50 $ / Barrel liege.
 
Auch bei den Öllieferungen an Weißrussland ließ sich Russland einen Preisaufschlag einfallen: einen Exportzuschlag von 180 $ pro Tonne. Minsk konterte mit einer Transitgebühr von 45 $ pro Tonne russischen Erdöls, das durch weißrussische Pipelines an westeuropäische Abnehmer  floss.
Um die Zahlungsmoral stand es in Minsk weiterhin nicht zum besten. Von Jänner bis Juli 2007 hatte Weißrussland aus unbeglichenen Erdgasrechnungen bei Gazprom Schulden in Höhe von rund 500 Mio. $ angehäuft, die es erst im August beglich.
Im Juni 2010 drosselte Gazprom Weißrussland den Erdgasbezug um 30 %. Eine Rechnung über 200,- Mio. $ war offen. "Logische" Konsequenz: Weißrussland blockierte den Erdgastransit in die EU-Staaten und erhob seinerseits Forderungen gegenüber Gazprom wegen nicht beglichener Transitleistungen in Höhe von 260,- Mio. $.
Einigung am 2. Juli 2010: Gazprom zahlt künftig 1,88 $ (statt früher 1,45 $) um 1.000 m³ Erdgas 100 km weit zu transportieren.
Im ersten Quartal 2010 hatte Weißrussland 169 $ pro 1000 m³ Erdgas zu bezahlen, danach 184 $.
Im November 2011 einigten sich Gazprom und Weißrussland. Gazprom wird auch die zweiten 50 % der  weißrussischen Beltransgaz für 2,5 Mrd. $ vollständig übernehmen. Weißrussland zahlt 2012 für 1000 m³ Erdgas nur 165,50 $ (EU-Staaten müssen mit 400,- $ rechnen!).

Die Ukraine war gegenüber Russland bis November 2008 mit 2,4 Mrd. $ "Gas-Schulden" im Rückstand. 550 Mio. $ versprach die ukrainische NAFTOGAS bis 1.12. zu bezahlen, über die Abwicklung der Restschuld wurde verhandelt.
Vor dem Jahreswechsel kam es zu keiner Einigung.
Gazprom reagierte wie in den Vorjahren mit einer Liefersperre (ab 1.1 2009) und einer Preiserhöhung von 180 $ auf 250 $ pro 1000 m³ Erdgas. Die Ukraine wollte nur 210 $ akzeptieren, daraufhin schraubte Gazprom den Preis auf 450 $ und drehte den Hahn zu. Die Ukraine zeigte sich wenig beeindruckt, zweigte seinen Bedarf - laut Gazprom - von den für die EU-Staaten vorgesehenen Lieferungen ab und drohte mit einer Erhöhung der Transittarife (aktuell 1,7 $ pro 100 km für je 1.000 m³). Im Gegenzug begann Gazprom ab 6. 1. die Lieferungen an west- und osteuropäische  Staaten und die Türkei über andere Transitpipelines zu leiten. Deren Kapazität reichte jedoch bei weitem nicht aus, es ist nicht mal erwiesen, dass sie überhaupt genutzt wurden. Stunden später kam in Österreich, der Türkei, Bulgarien, Rumänien, Tschechien, Kroatien, Griechenland, Mazedonien kein bzw. kaum noch russisches Erdgas an.
In Zug, einer Stadt in der Deutschschweiz, hat der Energiehändler Rosukrenergo seinen Geschäftssitz. Die Gesellschaft gehört  zu je fünfzig Prozent Gazprom und der Wiener Energie- und Chemieholding Centragas. Rosukrenergo ist zur Hälfte Mitbesitzer des ukrainischen Gasverteilers Ukrgasenergo und hat das Monopol auf die Erdgasimport der Ukraine. Rosukrenergo macht nichts, was Gazprom nicht genau so gut selber machen könnte.
Einigung zwischen Gazprom und Naftogaz Ukrainy am 18. 1. 2009. Im laufenden Jahr zahlt die Ukraine 20 % weniger als Resteuropa, ab 2010 muss sie den Erdgaspreis bezahlen, der auch den anderen europäischen Abnehmern verrechnet wird. Dafür zahlt Gazprom dann "normale" Transittarife. Rosukrenergo verliert seine einträgliche  Zwischenhandelsfunktion.
2010 kam alles ganz anders: Die Ukraine erhält für 10 Jahre einen Preisnachlass von 30 % auf den jeweiligen Marktpreis. Im Gegenzug wird der bis 2017 laufende Pachtvertrag für die russische Schwarzmeerflotte auf der Krim um 25 Jahre verlängert.

Russland hat Turkmenistan vertraglich zur Lieferung bedeutender Mengen (50 Mrd. m³ pro Jahr) verpflichtet. Damit verlieren besonders die EU-Staaten eine alternative Bezugsquelle, ihre wirtschaftliche und politische Erpressbarkeit durch Russland wird damit weiter erhöht.
2008 kam Russland seinen Abnahmeverpflichtungen nicht nach. Gazprom bezog nur 44 Mrd. m³.
Für den Eigenbedarf benötigt Turkmenistan 19 Mrd. m³ jährlich, China sind ab 2009 30 Mrd. m³ pro Jahr vertraglich für einen Zeitraum von 30 Jahren zugesichert. 2010 sollen 13 Mrd. m³ nach China fließen, ab 2013 die vollen 30 Mrd. m³ ausgeschöpft werden.
Turkmenistans nachgewiesene Erdgasreserven betragen 2.900 Mrd. m³, die wahrscheinlichen 7.500 Mrd. m³.
Mit der Erschließung von Turkmenistans größtem Erdgasfeld "South Iolotan" (Kapazität  je nach Schätzung 4.000 Mrd. m³  bis 14.000 Mrd. m³) wurden Anfang 2010 die Konzerne LG + Hyundai Engineering (Südkorea), CNPC (China), Petrofac International LLC + Gulf Oil  Gas (VAR) beauftragt.

Aserbaidschans staatlicher Energiekonzern SOCAR liefert ab 2011 pro Jahr 2 Mrd. m³ Erdgas (bisher 1 Mrd. m³) an Russland. Als Land mit den größten Erdgasreserven benötigt Russland das Gas nicht, sondern will es künftig den NABUCCO- Betreibern entziehen.

Obwohl es keine Vereinbarungen mit zukünftigen Erdgaslieferanten gibt, unterzeichneten Österreich, Ungarn, Rumänien, Bulgarien und die Türkei am 13. Juli 2009 einen Vertrag über den Bau der Erdgasleitung NABUCCO.
Ursprünglich geplante Inbetriebnahme: 2014. Im Okt. 2010 revidiert auf 2015, im Mai 2011 revidiert auf 2017.
Erhoffte Lieferanten: Iran, Aserbaidschan, Irak, Turkmenistan.
Sofern überhaupt jemals Gas durch die Pipeline fließt, verfügt dann die Türkei über tolles Erpressungspotential. Als Vorbild dient die, von der Ukraine und Russland jeden Winter inszenierte, Rohr-zu-Rohr-auf-Strategie.
NABUCCO wird etwa 3.300 km lang, genauer Verlauf noch offen - geplant: Osttürkei, Bulgarien, Rumänien, Ungarn. Österreich. Zwei Versorgungsleitungen ("Feeder") werden NABUCCO Gas zuleiten. Beide Leitungen beginnen in Erzurum (Osttürkei). Eine verläuft nach Nordosten Richtung Georgien + Aserbaidschan, die zweite nach Süden in Richtung Irak.
Als die Streckenführung 2010 geändert wurde, wuchs die Pipeline auf 3.900 km.
Die ursprünglich geschätzten Kosten von 7,9 Mrd. Euro werden wohl nicht eingehalten. BP spricht von 14 Mrd. €. Quelle: "The Guardian" Feb. 2011
Finanzierung: 4 Mrd. Euro stellt ein internationales Bankenkonsortium (Europäische Investitionsbank, Europäische Bank für Wiederaufbau, Weltbank,...) als Darlehen zur Verfügung, je 400 Mio. leisten die sechs beteiligten Unternehmen, Kreditgeber für 1,5 Mrd. noch gesucht.
Baubeginn: mehrmals verschoben, letzter Stand 2013
2017 sollen jährlich 8 Mrd. m³ Gas fließen, ab 2020 31 Mrd. m³.

BP überlegt den Bau einer 1.300 km langen Leitung, Bezeichnung SEEP (South-East-Europe-Pipeline), die mit bestehender Infrastruktur verbunden werden soll. Erdgas aus Aserbaidschan soll durch sie nach Österreich fließen.

Mit europäischen Partnern baute Gazprom (hält 51 %; wie die Vergangenheit gezeigt hat, ein seriöser, vertragstreuer Partner) die Ostsee-Pipeline NORTH STREAM. Am Projekt beteiligt: Eon (15,5 %), Wintershall (15,5 %), Gasunie (NL; 9 %), GDF Suez (F; 9 %).
Geschätzte Kosten: 7,4 Mrd. Euro. Symbolischer Start der Verlegung war die Verschweißung zweier Rohre, die mit "Europa" bzw. "Russland" beschrieben waren (wie man sieht, neben England fühlt sich auch Russland nicht zu Europa gehörig).
Ab Winter 2011 sollen 27,5 Mrd. m³ jährlich durch die Leitung fließen, davon waren im März 2010 bereits 23 Mrd. m³ (an D, F, DK, GB) verkauft. Ein zweiter, gleich großer Strang folgt im nächsten Jahr.
NORTH STREAM ist 1.224 km lang, von Wyborg (RU) bis Lubmin (D). Jedes Leitungsrohr misst 12 m und wiegt 24 Tonnen, wobei die Hälfte des Gewichts auf eine Betonummantelung entfällt, die aufgebracht wird, damit die Leitung stabil auf dem Meeresboden ruht.
Am 6. Sep. 2011 begann die Einleitung des Gases, zwei Monate danach (8. Nov.) startet der kommerzielle Betrieb durch den ersten Pipelinestrang. Die zweite Leitung soll 12 Monate später fertiggestellt sein und mit dem Erdgastransport beginnen. Dann können pro Jahr 55 Mrd. m³ transportiert werden. Die Lieferverträge mit Gazprom haben eine Laufzeit von 22 Jahren.
 

Die Streckenführung der SOUTH STREAM, der russischen "Konkurrenz"-Pipeline zu NABUCCO, umgeht ebenfalls die Ukraine. Sie wird von Gazprom betrieben, zu deren Projektpartner neben der italienischen ENI und einigen Osteuropäern auch die OMV zählt, die damit ihr Engagement bei NABUCCO konterkariert (oder besonders schlau ist?). SOUTH STREAM führt von Russland durch das Schwarze Meer nach Bulgarien, wo die Leitung geteilt wird. Ein Zweig führt nach Italien, der andere nach Österreich. Im März 2011 schloss sich die BASF-Tochter Wintershall mit 15 % dem Konsortium an, das SOUTH STREAM durch das Schwarze Meer verlegt und betreibt.
Geschätzte Kosten: 16 bis 24 Mrd. Euro.
In einem Abkommen zwischen Russland und Österreich (NR: GP XXIV RV 928 AB 998 S.86 - Staatsvertrag - 02; 24. 4. 2010) zu SOUTH STREAM verspricht die russische Seite im Artikel 4, dass sie sich "nach besten Kräften bemühen wird, ...  zuverlässige Gaslieferungen an die Republik Österreich sicherzustellen" und "... werden einen gesonderten langfristigen Gasliefervertrag über 2 Mrd. m³ pro Jahr zu Marktbedingungen abschließen."

Die MACKENZIE-Pipeline (Kanada) soll Erdgas von der Eismeerküste über 1.196 km nach Süden transportieren. Zusammen mit einer 457 km langen Leitung für Flüssiggas wird sie 16 Mrd. kanadische $ (12 Mrd. € Kurs 12/2010) kosten.
Im MACKENZIE-Delta hat man drei On-Shore-Gasfelder ("On-Shore" = Küstenvorland) gefunden, aus deren Gasvorräten (160 Mrd. m³)  täglich bis zu 34 Mio. m³ durch die Pipeline fließen sollen.
Entlang der Pipeline werden noch unentdeckte Reserven von rund 1.500 Mrd. m³ vermutet.

Nach einer Studie der Internationalen Energieagentur (Juni 2006) wird ein Fünftel der weltweiten Stromproduktion für Beleuchtungszwecke verwendet. Das entspricht in etwa jener Strommenge, die alle Gaskraftwerke auf der ganzen Welt erzeugen. Die Kosten dafür betragen jährlich 360 Milliarden Dollar.

Schiefergas (auch Shale-Gas oder nicht konventionelles Gas)
Schiefergestein kann Erdgas in kleinen Bläschen enthalten, wird ein Vorkommen angebohrt, entweichen die Gasbläschen nicht automatisch. Die weltweiten Vorräte dürften riesig sein.
Gewinnung: Mit hohem Druck wird ein Wasser-Lösungsmittel-Sandgemisch in die mehrfach horizontal aufgebohrten Schieferschichten gepresst. Durch den Druck entstehen Risse im Gestein, der Sand verhindert, dass diese sich wieder vollständig schließen. Danach kann das Gas entweicht. Der Austritt kann aber auch mehrere Monate benötigen, wenn das Gas an organisches Material gebunden ist.
Vorkommen: Schon heute werden an die 10 % der Inlandsförderung der USA aus Schiefer gewonnen. Das Barnett Shale in Texas liefert 60.000 m³  täglich. Über vier Bundesstaaten erstreckt sich das Marcellus Shale, in dem zwischen 7 und 14 Billionen m³  Erdgas lagern sollen, 10 % davon förderbar. Es wäre das zweitgrößte Erdgasvorkommen der Welt und könnte den Eigenbedarf der USA für 90 - 120 Jahre zur Gänze decken.
Ebenfalls 14 Billionen m³  Erdgas sollen im Schiefergestein unter Westeuropas Oberfläche lagern, weitere große Vorräte in Ostmitteleuropa.

Bereits 2011 stammten mehr als 50 % des in den USA geförderten Erdgases aus nichtkonventionellen Quellen. Nach Jahrzehnten der Importabhängigkeit konnten die Amerikaner sogar Erdgas exportieren.

85 Prozent des LNG sind über langfristige Verträge verkauft, 15 Prozent werden auf dem Spotmarkt zu tagesaktuellen Preisen gehandelt.
Ende 2008 waren rund 250 Flüssiggas-Tanker mit einem Fassungsvermögen zwischen 90 und 160 Mio. m³  (bezogen auf gasförmiges Erdgas) im Einsatz. In Europa können sie ihre Fracht bei 15 LNG-Terminals löschen. 12/08

Gashydrate (Clathrate) sind feste, aus Eis und Gas (Methan) bestehende Verbindungen. Sie entstehen bei Temperaturen unter 5 Grad unter hohem Druck (>50 bar). Bedingungen, die in den Permafrostböden Alaskas, Kanadas und Sibiriens sowie im Meersboden herrschen.
Die weltweit in Gashydraten enthaltenen Gasreserven belaufen sich auf 1.500 Billionen m³ , sechsmal (!) mehr als die bekannten Erdgasvorräte.

Abhängig von der Konjunktur und den Wetterbedingungen benötigt Österreich jährlich 2,5 bis 3 Mio. t Kessel- und Kokskohle. 1,5 Mio. t kommen aus Polen, 800.000 t aus Tschechien, der Rest aus dem GUS-Raum.
Die für die Stahlerzeugung benötigte Kokoskohle kostete pro Tonne im Juni 2008  ~245 € inkl. Fracht.
 
In den USA und in Deutschland* wird knapp die Hälfte der elektrischen Energie aus Kohle gewonnen, in Australien > 75 %, in Polen sogar fast 95 %. Weltweit beträgt der Kohleanteil bei der Stromerzeugung knapp 40 %. Mit großem Abstand folgt Erdgas an zweiter Stelle (19 %).
 
*Deutschland 2009: 24 % des erzeugten Stroms stammen aus Braunkohle und 18 % aus Steinkohle. Atomstrom folgt mit 23,1 %, erneuerbare Energien steuern 16 %, Erdgas 13 % bei.  Quelle: Bundesverband Braunkohle, AG Energiebilanzen
2008 fördern die deutschen Gruben 17 Mio. Steinkohleneinheiten (SKE), die Förderkosten pro Tonne SKE betragen 151 €, ein Betrag, der Anfang des Jahres knapp 60 € unter dem Weltmarktpreis lag. Kontinuierliche Preissteigerungen lassen sogar die Hoffnung auf Einstellung der staatlichen Subventionen aufkommen.
Die EU zahlt unbeirrt brav weiter ihre Steinkohlensubvention, 2008 waren es gesamt 3,3 Mrd. €, davon bekam Deutschland 2,1 Mrd. €, Spanien 836 Mio. €, Rumänien 110 Mi. €, Polen 91 Mio. €, Ungarn 42 Mio. €.

Die Produktion einer Tonne Stahl erfordert 600 kg Steinkohle.
 
Mit einer Jahresproduktion von 2,6 Mrd. t (2007) ist China Weltmarktführer, die USA mit 990 Mio. t (2006), Indien 427 Mio. t und Australien 309 Mio. t folgen mit großem Abstand. Die Weltförderung betrug 5,37 Mrd. t. WCI (World Coal Institute) 2006 www.worldcoal.org, Verein der Kohleimporteure 2006
China plant die jährliche Fördermenge bis 2015 auf 3,3 Mrd. t zu erhöhen. Quelle: Chines. Land- und Rohstoffminist. 2009
Die Jahresproduktion in Deutschland wird von 24 Mio. t (2006) bis 2012 auf 12 Millionen sinken. Dann werden nur noch vier Zechen (Stand 2007: acht Zechen) in Betrieb sein. Grund: der Kohleabbau wird mit 2,4 Milliarden Euro jährlich vom Staat subventioniert (Stand 2007). Für 2018 plant Deutschland die endgültige Schließung aller Gruben.

Von den weltweit verbrauchten 5,37 Mrd. t entfielen auf Asien 63 %, USA + Kanada benötigten 19 %, Europa begnügte sich mit 7 %. WCI 2006
Chinas Wirtschaftswachstum ließ den Kohlebedarf auf 3 Mrd. t steigen und das Land 2008 vom Exporteur zum Importeur werden.
Weltgrößter Exporteur ist  Australien (Exporte 2005 231 Mio t, im Budgetjahr 2008/09 waren es 264 Mio t im Wert von 58 Mrd. austr. $ = 36,4 Mrd. € Kurs 11/09,  Anteil an Australiens Gesamtexporten: 19 %) vor Indonesien (Exporte 2005 108 Mio t), Südafrika (Exporte 2005 73 Mio t) und Russland (Exporte 2005 76 Mio t) kommen.
2006 importierten Japan (178 Mio t), Südkorea (80 Mio t), Taiwan (64 Mio t), GB (51 Mio t), Deutschland (41 Mio t) und Indien (41 Mio t) die meiste Kohle. WCI 2006
Bei gleich bleibendem Verbrauch reichen die Kohlevorräte (weltweit 980 Milliarden Tonnen) noch 200 Jahre - die BP Statistical Review of World Energy Juni 2007 prognostiziert 150 Jahre.
2009 spricht der Bericht von 826 Mrd. Tonnen Weltvorräten und einem Zeithorizont von 122 Jahren.
Bei den Vorräte führt mit 27 % die USA, gefolgt von Russland (16 %), China (12 %), Australien (9 %).

In Moçambique liegen die größten - noch unerschlossenen - Kohlevorkommen der Welt. 23 Mrd. Tonnen befinden sich in der Region rund um die Stadt Moatize. Ab 2011 will Vale dort 2 Mio. t, später 10 Mio. t pro Jahr gewinnen. Gleiches plant die indische Ncondezi. Riversdale beginnt 2011 mit 5,3 Mio. t und will den Abbau auf 20 Mio. t. steigern.
Südafrika besitzt Kohlevorräte von 120 Mrd. t, jährlich fördert es 300 Mio. t (Platz 6 in der Weltrangliste), davon gingen >60 Mio. t in den Export.
In Tansania freuen sich die Chinesen über Lagerstätten von 500 Mio. t Kohle bei der Stadt Mchuchuma.
Chinas größter Kohleproduzent Shenhua ist führend an einer Unternehmensgruppe beteiligt, die sich im Juli 2011
40 % am westlichen Tsankhi-Block der Kohlegrube Tavan Tolgoi (Mongolei) gesichert hat. 1,2 Mrd. t Kohle, davon 65 % Kokskohle, lagern hier.
Für mehrere hundert Jahre reichen die Vorkommen in Simbabwe.

Es geht nicht ohne Kohle

RUHRKOHLE

Die Zeit der umweltfreundlichen Energiegewinnung wird erst kommen, wenn der Erdölpreis so richtig weh tut oder irgendwann einmal die Erdölquellen versiegen. Jedoch: wenn Erdöl nicht mehr sprudelt, wird den Amerikanern wieder einfallen, dass es allein in Nordamerika riesige Vorkommen an Ölsanden und Ölschiefern gibt. Daraus kann man 400 Milliarden Tonnen Öl zu Förderkosten von 40 US-Dollar pro Barrel (das wird man dann gerne bezahlen) gewinnen. Die reichen für weitere 130 Jahre. Und bis dahin bin ich schon alt.

Atomenergie
 

In den USA gibt es 104 (die Hälfte davon ist mehr als dreißig Jahre alt. Die Anlagen erhielten 2007 eine Betriebsgenehmigung für weitere 30 Jahre), sie liefern 20 % des benötigten Stroms. 30 Reaktoren sind geplant und bei der Atomaufsicht beantragt. Senator Lamar Alexander (Tennessee) forderte den Bau von 100 Reaktoren (Gesamtkosten 600 Mrd. bis 1 Billion $).
Zum Zeitpunkt des Harrisburg-Zwischenfalls war das AKW Bellefonte ( Alabama/Tennessee) zur Hälfte fertig, dennoch wurde die Arbeit sofort eingestellt. Seither dient Bellefonte (Baukosten 4,5 Mrd. $) als Ersatzteillager für andere Kraftwerke und teilt damit das Los des sogar fertigen, aber nie in Betrieb genommenen AKW-Zwentendorf in Österreich.
6 % der Stromimporte Österreichs stammen aus AKW. Stand 2011

Die Schweiz erzeugt ihren Strom zu .. % aus
Fossile Energie: 1,3 %   Wasserkraft: 55 %   Kernenergie: 40,1 %   Erneuerbare Energieformen: 3,6 %  IAEA 1. 1. 2008

Japan deckt mit 53 Reaktorblöcken (an 17 Standorten) 25 % seines Energiebedarfs. 8 sind in Bau, 14 in Planung. Als Folge des Bebens im März 2011 wurden am Standort Fukushima Daiichi 3 Reaktoren (die gemeinsam ~2.000 MW leisteten) zerstört, in einem bereits stillgelegten vierten brach ein Brand aus.
 
In Frankreich erzeugen 59 Reaktoren 76 % des Strombedarfs  - derzeit 1 AKW im Bau (Flamanville, Normandie) 2 weitere geplant.
Frankreichs Energiehaushalt lt. IAEA 1. 1. 2011
Fossile Energie: 9,6 %   Wasserkraft: 11,9 %   Kernenergie: 76,4 %   Erneuerbare Energieformen: 2,1 %

In Russland  sorgen 31 Reaktoren für die Deckung von 16 % des Stromverbrauchs. Russland will bis 2030 26 Reaktoren bauen und damit den Anteil an der Stromproduktion auf 35 % verdoppeln. Ab 2020 sollen Schnelle Brüter zum Einsatz kommen. Dieser Reaktor-Typ nutzt statt leicht angereichertem Uran Plutonium und Thorium, die einen höheren Wirkungsgrad haben und weniger radioaktiven Abfall produzieren.

In Schweden wo 3 AKW (Forsmark, Oskarshamn, Ringhals) mit insgesamt 10 Meilern 50 % des Stromaufkommens abdecken, war 1980 der Atomausstieg per Gesetz für 2010 festgelegt worden. Am 17. Juni 2010 hob das Parlament das Gesetz auf und erlaubte den Betreibern an den drei Standorten die alten Meiler durch 10 moderne zu ersetzen.

Finnland verfügt über 4 Reaktoren und baut an einem fünften - Olkiluoto 3, dessen Indienstnahme 2009 vorgesehen, mittlerweile aber auf 2013 verschoben werden musste. Immer strengere Sicherheitsvorschriften haben die Baukosten von 3 Mrd. € auf 5,2 Mrd. € steigen lassen.
Im Juli 2010 beschloss das Parlament die Baugenehmigung für weitere zwei AKW. Damit sollen die Klimaziele erfüllt und die Abhängigkeit von russischen Energieimporten verringert werden.
2009 wurden 28% des Strombedarfs aus Kernkraft, 16 % aus Wasserkraft, 25 % aus fossilen Energieträger erzeugt.
2016 sollen 35 % des Strombedarfs durch AKW gedeckt werden.

17 Reaktoren in Deutschland produzierten im Jahr 2008 140.709 GWh.
AKW-Betreiber sind: Eon, RWE, EnBW, Vattenfall.
2022 sollte der letzte Reaktor abgeschaltet werden.
Die Regierung Merkel II hat 2010 die Laufzeiten für AKW, die vor 1980 gebaut wurden um 8 Jahre, für später gebaute um 14 Jahre verlängert.
Im März 2011 - nach dem Unglück in Japan - wurden die sieben ältesten Reaktoren für drei Monate vom Netz genommen, darunter Neckarwestheim I, das vom Betreiber EnBW endgültig geschlossen wurde.
Wenige Wochen danach beschloss die Regierung den Ausstieg aus der Kernenergie.
Deutschlands Energiehaushalt lt. IAEA 1. 1. 2011
Fossile Energie: 60,8 %   Wasserkraft: 4,2 %   Kernenergie: 23,3 %   Erneuerbare Energieformen: 11,6 %

In der Schweiz sind 5 Reaktoren in Betrieb, 2 weitere geplant. Geschätzte Kosten pro AKW: 6 Mrd. CHF. Der Lauf durch die Institutionen und die Zustimmung durch das Volk vorausgesetzt wird den Baubeginn auf 2017 hinauszögern. Errichtungsdauer bis zu 6 Jahre.
Die bestehenden verfügen über unbefristete Betriebsbewilligungen.

Die Tschechische Republik errichtet auf dem Gelände des Kernkraftwerks TEMELIN, das derzeit über 2 Reaktoren verfügt, 2 weitere Reaktoren (Block 3 + 4).
Die Umweltverträglichkeitsprüfung nach tschechischem Recht mit Beteiligung Österreichs war zwingend vorgeschrieben. Die Umweltverträglichkeitsdokumentation konnte auf den Websites der Bundesländer nachgelesen werden. Schriftliche Stellungnahmen von Bürgern wurden an die tschechische Behörde weiter geleitet. (Amtsblatt in der WZ Seite 30, 26. Aug. 2010)
Ein zweites AKW mit 4 Reaktoren steht in Dukovany.

In der Slowakei stehen 2 AKW ( Bohunice + Mochovce) mit je 2 Reaktoren. 2 sind im Bau.
4 Reaktoren hat das ungarische AKW Paks.
Slowenien hat 1 AKW ( Krško) mit einem Reaktor.

Belgische AKW, deren Stilllegung gesetzlich vorgesehen 2015 erfolgt wäre, werden laut Regierungsbeschluss im Nov. 09 noch bis 2025 betrieben.
Italien verfügt über kein AKW, die Errichtung von 4 bis 5 ist geplant. 2013 soll(te) mit dem Bau des ersten europäischen Druckwasserreaktor begonnen werden. 2020 die ersten Inbetriebnahmen erfolgen. 4/2011 wurden (bis zum nächsten Regierungswechsel?) die Pläne gestoppt.
Bulgarien und Rumänien betreiben  je 2 AKW, jeweils 2 sind in Planung. Das AKW im bulgarischen Belene baut  + finanziert die russische Atomstrojexport.
Zu den derzeit betriebenen 19 AKW sollen in Großbritannien 6 bis 15 hinzukommen.
Polen möchte bis 2020 sein erstes AKW fertig gestellt haben.
 
Kanada hatte nach Reaktivierung bereits stillgelegter Reaktoren 2009 18 AKW in Betrieb.
Großbritannien betreibt 19 Reaktoren und will 10 neue bauen.
 
Litauen legte sein einziges AKW (Reaktor 2 in Ignalina, Reaktor 1 war bereits 2004 still gelegt worden) am 31. 12. 2009 still und kam damit einer Verpflichtung gegenüber der EU nach (Beitrittsvoraussetzung). Damit wurde Ignalina von einer Minute auf die andere vom wichtigsten Stromerzeuger des Landes zu einem der größten Verbraucher, denn Brennstäbe müssen ständig gekühlt und Unterhaltsarbeiten vorgenommen werden. Als erstes AKW weltweit wird bei Ignalina ein Rückbau erfolgen. Das wird 30 Jahre dauern und ~3 Mrd. € kosten. Viel Geld, damit man am Ende wieder das bekommt, was vor dem Bau an dieser Stelle war: Gras und Blumen.
Die Errichtung eines neuen AKW (gemeinsam mit Lettland, Estland + Polen) ist geplant.

Russland plant bis 2020 seinen momentanen Bestand (31) zu verdoppeln und dann 25 % seines Strombedarfs damit decken. 7 AKW sind derzeit im Bau.
Spaniens 8 AKW liefern 20 % des nationalen Strombedarfs. Das älteste AKW, Garoña, hatte 2009 die von der Politik verordnete maximale Betriebsdauer von 40 Jahren erreicht, bekam jedoch eine Laufzeitverlängerung um 3 Jahre.

Italien hat 1987 die Abschaltung aller Atomkraftwerke beschlossen (Ergebnis einer Volksabstimmung). Die amtierende Regierung Berlusconi hat 2008 den Beschluss aufgehoben und plante den Bau von 13 Reaktoren. 2013 sollte mit dem Bau der ersten AKW begonnen werden, 2020 die ersten Inbetriebnahmen erfolgen.
Eine Volksabstimmung im Juni 2011 fegte die Pläne vom Tisch: mehr als 90 % der Stimmen waren gegen  Atomenergie.
Italiens Energiehaushalt:
80 % der inländischen Stromproduktion werden aus Fossilen Energieträgern (davon 50 % aus Erdgas) gewonnen, 18 % aus Erneuerbaren Energieformen (davon 80 % aus Wasserkraft), 15 % des Strombedarfs werden durch Kernenergie (geliefert von AKW in der Schweiz und Frankreich) gedeckt.

China hat 13 Reaktoren in Betrieb (Gesamtleistung 10 Gigawatt Stand 12/2010), 26 werden derzeit errichtet bzw. sind projektiert (gesamt 25,4 Gigawatt) und sollen bis 2020 max. 4 % des Strombedarfs erzeugen. Weitere Kapazitäten mit gesamt 60 GW sind in Planung.
Anfang 2011 teilte China der Welt mit, dass seinen Technikern ein "Durchbruch" bei der Wiederaufbereitung von Atommüll gelungen sei. Damit reichen Chinas Uranbestände statt wie bisher für maximal 70 nun für 3.000 Jahre.

Indien betreibt 6 AKW (Standorte: Narora, Rajasthan, Kakrapar, Tarapur, Kaiga, Madras) mit gesamt 19 Reaktorblöcken, 3 AKW (Standorte: Kaiga, PFBR, Kudankulam) mit gesamt 6 Reaktorblöcken sind im Bau. Quelle: IAEA 2010
In den nächsten 25 Jahren sollen 25 AKW mit einer Gesamtleistung von 40 bis 60 Gigawatt gebaut werden. Investitionsvolumen: 200 Mrd. $.
2009 wurden 2 % des Strombedarfs von AKW erbracht.

Pakistan verfügt über 3 AKW (Das bisher letzte, Cashma-2, wurde im Mai 2011in Betrieb genommen)

Die Türkei, bisher AKW-frei, möchte bis 2015 über drei AKW verfügen.
Für 20 Mrd. $ soll die russische Atomstrojexport in Akkuyu ein AKW mit vier Reaktoren (Gesamtleistung 4.800 MW) bis 2017 ans Netz bringen. Die Anlage wird in russischem Besitz bleiben!

Ebenfalls eine "weiße AKW-Weste" haben Indonesien und Malaysia. Spätestens 2022 werden ihre heute bekannten Erdgas- und Erdölquellen erschöpft sein. Dann sollen in Indonesien vier AKW zur Energieversorgung beitragen, in Malaysia eines.

Thailand will 2020 sein erstes AKW bauen und hat dafür 6 Milliarden $ budgetiert. Pläne für weiter 4 existieren. Thailands Energiehaushalt lt. IAEA 1. 1. 2011
Fossile Energie: 91,9 %   Wasserkraft: 4,8 %   Kernenergie: 0 %   Erneuerbare Energieformen: 3,3 %

In Südkorea werden 20 Reaktoren betrieben, 6 sind im Bau.
Vietnam plant 13 AKW.
In 100 km Entfernung zur Hauptstadt steht auf den Philippinen seit 1984 ein fertiges AKW (Kosten: 2 Mrd. $) in einer erdbebengefährdeten Zone herum.

Brasilien errichtet einen dritten Reaktor. Er wird neben den bereits aktiven Angra I und Angra II, die 2 % des gesamten Stromaufkommens liefern, gebaut. Angra III leistet 1.400 Megawatt und geht 2015 in Betrieb.
Weitere 4 AKW sind in Planung, bis zu 50 kleinere Atommeiler sollen bis 2050 ans Netz gehen.
Die Uranversorgung ist mehr als gesichert. Mit mindestens 500.000 t verfügt Brasilien über die weltweit sechstgrößten Uranreserven.
75 % der Stromgewinnung entfallen auf Wasserkraft. Stand  2007

In Argentinien arbeiten zwei Reaktoren, ein dritter - Atucha II - lief am 28. Sep. 2011 an, den Vollbetrieb nimmt er Mitte 2012 auf. Dann wird sich der Anteil der Atomenergie an der Stromerzeugung von 7 % auf 10 % erhöhen.

Der erste Reaktor im Iran (Bushehr), gebaut von Russland, wurde im August 2010 in Betrieb genommen (die geplante Eröffnung 2007 scheiterte wegen schleppender Zahlungen an die mit dem Bau befassten Unternehmen, später wegen technischer Problem). Anfang 2011 sollte er ans Netz gehen, doch mussten wegen technischer Probleme die Brennelemente wieder ausgebaut werden, um Tests und Messungen vorzunehmen.
Am 4. September 2011 wurde er ans iranische Stromnetz im Testbetrieb angeschlossen. Quelle: ISNA
Sechs weitere sollen bis 2015 folgen. Jedoch werden die nachgewiesenen Uranvorräte des Landes bereits 2012, die vermuteten (!) spätestens 2023 aufgebraucht sein.

Die Vereinigten Arabischen Emirate (VAE) investieren 20 Mrd. $ in ihr erstes AKW. Es besteht aus vier Reaktoren, die jeweils 1.400 Megawatt leisten. Der erste Reaktor soll 2017 in Betrieb gehen.

Der Einsatz von Erdöl und Erdgas als politisches Druckmittel, besonders seitens Russlands, und die EU-Richtlinien zur Reduzierung der CO₂-Werte lassen AKW wieder als wirtschaftlich und politisch opportun erscheinen.
Jedoch ist zu berücksichtigen, dass die bekannten Uranreserven beim derzeitigen Verbrauch in 60 Jahren erschöpft sein werden. Bei forciertem AKW-Ausbau dementsprechend früher.
Die World Nuclear Association beziffert die Weltreserven mit 5,47 Mio. Tonnen, die für 67 Jahre reichen sollten. Juni 2009

URAN (U₃O₈ - im Handel als Uranoxid-Konzentrat bzw. Yellow Cake nach der Farbe, die das pulverförmige Gemisch der Uranverbindungen hat)
Die Versorgung für ein Atomkraftwerk muss langfristig gesichert sein. Schließlich sind die hohen Bau- und Entsorgungskosten nur dann vertretbar, wenn das Kraftwerk ununterbrochen in Betrieb ist. Deshalb entfällt auf den langfristigen Vertragsmarkt (90 bis 95 % des gesamten Handelsvolumens) der Löwenanteil. Die Verträge erstrecken sich über drei bis fünf Jahre, wegen zunehmender Verknappung auch länger (10 und mehr Jahre).
Käufe auf dem Kassamarkt = Spotmarkt (die restlichen 10 % des gesamten Handelsvolumens) sehen Lieferungen sechs Monate nach Abschluss vor.
2008 kam der Uranmarkt im Zuge der Finanzkrise leicht durcheinander. Mit 20.000 Tonnen war doppelt so viel Uranoxid-Konzentrat auf dem Markt als in "normalen" Zeiten.
Fällige Terminkontrakte brachten die insolvente Bank Lehmann Brothers in den Besitz von 227 Tonnen Yellow Cake, einer Menge, mit der ein Atomreaktor ein Jahr lang betrieben oder eine Atombombe gebaut werden kann.
 
Weltweiter Uranverbrauch 2007: 66.000 Tonnen. Davon stammen 65 % aus der Minenproduktion ("primäres" Angebot, 2006: 40.000 Tonnen), die restlichen 35 % aus dem "sekundären" Angebot, sind hochangereichertes, atomwaffenfähiges Uran (besteht zu mehr als 90 % aus U235), aus den Zeiten der atomaren Abschreckung, das abgereichert wird (auf einenU235-Gehalt von 3 - 5 %), sowie Uran aus den Lagerbeständen von Atomkraftwerken.
Weltweiter Bedarf 2008: 64.700 Tonnen Schätzung IAEA
 
Größte Lagerstätten: Australien (40 %! - dennoch gibt es in Australien KEIN AKW), USA, Kanada, Niger, Kasachstan, Namibia, Südafrika, Brasilien, Russland, Ukraine, Usbekistan
 
Größte Uranminen (Staat; Besitzer; Produktion 2010): McArthur River (Kanada; Cameco - der weltweit größte Uranproduzent; 7.654 t); Ranger (Australien; Rio Tinto; 3.216 t); Rossing (Namibia; Rio Tinto; 3.077 t); Kraznokamensk (Russland; ARMZ; 2.920 t); Arlit (Niger; Somair / Areva; 2.650 t); Tortkuduk (Kasachstan; Katko JV / Areva;2.439 t); Olympic Dam (Australien; BHP Billiton; 2.330 t).
 
Produzenten: Kanada (29 % der WP), Australien (23 %), Kasachstan (10 %), Russland (8 %), Namibia (8 %), Niger (7 %; 2010: 4.200 t), Usbekistan (6 %), USA (2 %), ...  siehe Tabelle weiter unten   Quelle: WNA / Rohstoff-Report
 
2010 schloss China einen Liefervertrag mit Kasachstan über den Import von 24.200 t Uran bis 2012.
Die tschechische Regierung hat im Juni 2007 die Verlängerung der Genehmigung des Uranabbaus im Bergwerk Rožná auf unbestimmte Zeit beschlossen. In Tschechiens Lagerstätten befinden sich noch 115.000 t Uran mit einem Marktwert von 18 Mrd. € Kurs 3/09.
Zwischen 1946 und 1992 war das Land weltweit fünftgrößter Uranproduzent. Damalige Rangliste: 1. USA, 2. Kanada, 3. DDR. Quelle: Nuclear Information and Resource Service
Das australische Bergwerk Olympic Dam ist die weltweit größte Uranlagerstätte, Besitzer ist BHP Billiton.
Ertragreichste Mine der Welt ist McArthur (Saskatchewan, Kanada) mit einer Jahresproduktion von 7.200 t (18 Mio. Pfund).
Weltweit führender Uranproduzent ist das kanadische Unternehmen Cameco. Mit Abstand folgen Areva,  Rio Tinto und BHP Billiton.
Cameco und die australische Paladin Energy sicherten sich 2010 die Explorationsrechte an den Minen Angela und Pamela in Zentralaustralien. Erwartete Uranausbeute: 13.000 t (28,6 Mio. lb) Reinheitsgehalt: 1,4 %
 
Preisentwicklung: Jän. 2001 7 US$/lb / Jän. 07 90 US$/lb / Juli 07 145 US$/lb / Dez. 07 93 US$/lb / Juli 08 64 US$/lb / März 09 50 US$/lb / im März 09 kosteten Futures für 2010 64 US$/lb  1lb = 454 Gramm / Spotmarkt im Feb. 2010 42 US$/lb / März 11 70 US$/lb / Nov. 11 53 US$/lb.
Seit Mai 2007 notiert Uran an der NYMEX*

Auf den ersten Blick scheint Österreich fein raus. Ein AKW wurde zwar gebaut, seine Inbetriebnahme aber per Volksabstimmung verhindert. Atomstrom „konsumieren“ wir trotzdem: ein Fünftel unseres Stromverbrauchs wird aus Kernkraftwerken gedeckt.
Nach Angaben der Internationalen Energieagentur wurden 2007 16 % der weltweiten Stromproduktion aus Kernkraft gewonnen.

Drei Anbietergemeinschaften dominieren den AKW-Markt: Westinghouse + GE-Hitachi (USA, Japan), Areva (F), Siemens + Rosatom (D + Ru)

*Seit 7. Mai 2007 wird Uran an der New Yorker Warenterminbörse (NYMEX) gehandelt. Statt der bis dahin von Marktforschungsinstituten ermittelten wöchentlichen Preise ist es nun möglich, den aktuellen Tagespreis auf der Website www.nymex.com abzufragen.
Bisher waren Liefermengen, Lieferterminen und Preisuntergrenzen geregelt. Die Produzenten schließen zunehmend Lieferverträge auf Basis aktueller Marktpreise ab. Angesichts ständig steigender Preise gefällt das den Betreibern der Atomkraftwerke weniger gut.
Die am längsten laufenden Terminkontrakte haben eine Laufzeit von 36 Monaten.

Teure Träume:
15 Mrd. € haben die EU-Staaten, die Schweiz, USA, Japan, China, Russland, Südkorea und Indien für den Bau des Kernfusion-Versuchsreaktors ITER (International Thermonuclear ExperimentalReactor) bereit gestellt. ITER wird in Frankreich stehen, in seinem Inneren sollen bei extremer Hitze leichte Atomkerne miteinender verschmolzen werden. Dabei wird zehnmal mehr Energie freigesetzt als für die Reaktion aufgewendet werden muss.
ITER soll 2019 seinen Versuchsbetrieb aufnehmen.

Atomkraftwerke in Europa - decken ..% des nationalen Strombedarfs

*seit Okt. 2007 lt. Regierungsangaben

Quelle: IAEA 2009 / 10  weitere Daten zum Thema: www.kernenergie.de

Minenproduktion URAN in t

*Schätzungen

Quelle: World Nuclear Association

Strom aus Wasserkraft

Diese Art der Energiegewinnung gehört zu den umweltschonendsten.
In Österreich ist das Wasserkraftpotential schon ziemlich gut genutzt. Gut 60 % unseres Strombedarfs wird durch  Wasserkraft gedeckt. Noch offene Kapazitäten sind aus politischen und rechtlichen Gründen (Naturschutz, Bürger-initiativen, ...) nicht verwertbar. Der Bau des Donaukraftwerks Hainburg wurde 1985 nach monatelanger Besetzung der dortigen Auen abgeblasen. Mit ein Grund dafür, dass Österreich seit 2003 Strom-Nettoimporteur ist.

Neben üppigen Reserven an Erdöl und Erdgas verfügt Russland auch noch über ein riesiges, erst zu 20 % genutztes Wasserkraftpotential.

Energie aus Erdwärme

• Die Erdwärme knapp unterhalb der Oberfläche wird mit Hilfe einer Wärmepumpe für die Beheizung von Wohnräumen genutzt.
• Bei der geothermischen Energiegewinnung (petrothermales System) wird Wasser durch ein Bohrloch in 200 Grad heiße Gesteinsschichten gepresst. Diese Temperatur ist je nach Gesteinsbeschaffenheit in Tiefen von 5 km bis 10 km erreicht. Zurück an die Oberfläche gepumpt, treibt der Wasserdampf eine Turbine an. An der Methode wird schon seit rund zwanzig Jahren herumprobiert. Große Erfolge sind nicht zu vermelden. Im schweizerischen Basel wurde am 8. Dezember 2006 sogar als "Nebenwirkung" ein Erdbeben der Stärke 3,4 auf der Richter-Skala ausgelöst. Ein Nachbeben der Stärke 3,1 gab es Anfang Jänner 2007, weitere am 16. Jänner (Stärke 3,2) und am 2. Feber (Stärke 3,3).
• Geothermische Energie nach dem DTE-Verfahren: Wasser wird in einem geschlossenen Rohrleitungssystem durch heiße (250 bis 300 Grad) Gesteinsschichten geführt, heizt sich dabei auf und wird zur Stromerzeugung über Turbinen geleitet.

In Ö. plant die OMV die geothermische Energie still gelegter Erdöl- und Erdgassonden mit einem Bohrlochwärme-austauscher-System für die Erzeugung von Wärme und Warmwasser zu nutzen.

Biotreibstoffe

Bioethanol (Äthylalkohol): hauptsächlich aus Mais, Getreide, Zuckerrohr
Nach dem Prinzip der alkoholischen Gärung wird aus Rohrzucker, Mais und Soja der Alternativtreibstoff Ethanol erzeugt. Als Nebeneffekt werden dem Lebensmittelsektor Rohstoffe künstlich verknappt und damit verteuert. Das trifft besonderes jene armen Bevölkerungsschichten, für die Soja bzw. Mais Grundnahrungsmittel ist.
Das Verfahren ist so teuer, dass Ethanol auf dem Treibstoffmarkt unverkäuflich wäre. Mit großzügiger Unterstützung aus Steuermitteln wird sein Preis auf marktverträgliche Dimensionen heruntersubventioniert. Bis 2017 muss in den USA dem Benzin eine 20%ige Beimischung von Ethanol zugefügt werden. Die US-Regierung hat die amerikanischen Maisfarmer im Jahr 2007 mit 7 Mrd. $ "gesponsert". Dafür hatten sie 85 Mio. t Mais für die Äthanolerzeugung geerntet (2000 waren es 15 Mio. t). Sie verdrängten damit die umweltfreundlichere - weil aus Zuckerrohr gewonnene - Variante aus Brasilien.
Aus 1 t Zuckerrohr gewinnt man 90 Liter Ethanol. Ethanol aus Zuckerrohr enthält neunmal mehr Energie als für seine Produktion erforderlich ist.
Ethanol aus Zuckerrüben oder Weizen liefert nur doppelt soviel Energie als für seine Erzeugung benötigt wird.

Die EU hat sich bis 2010 eine 10%ige Beimischung zum Ziel gesetzt. In Brasilien wurde bereits 2006 der Treibstoffbedarfs zu mehr als 40 % mit Ethanol gedeckt.
Weltweit wichtigste Produzenten sind die USA und Brasilien, die 2006 18,5 Milliarden (2007 25,8 Mrd. l) bzw. 30 Mrd. Litern (= 30 % der Weltproduktion, davon Exporte: 5,8 Mrd. l) herstellten. Stand: USA Mai 2007 / Brasilien Juli 2010
Damit entfallen auf die beiden Staaten gemeinsam 70 Prozent der Weltproduktion.
Brasilien produziert Ethanol aus Rohrzucker zu Kosten von 22 US-Cent / Liter, die USA aus Mais zu Kosten von 30 US-Cent.

In den USA werden zwischen 1. 9. 2010 und 31. 8. 2011 128 Mio. t Mais zu Bioethanol verarbeitet (+ 40 % gegenüber 2009/10) Quelle: Spiegel, US-Landwirtschaftsministerium
Im  Erntejahr 2010/11 musste Brasilien 500 Mio. l Ethanol aus den USA importieren, 2011/12 sogar 1,5 Mrd. Liter.

"Die Energiebilanz, um Mais in Sprit zu verwandeln, sieht alles andere als überzeugend aus. Mit jeder Einheit Energie, die nötig ist, um Mais zu Ethanol zu raffinieren, werden gerade mal 1,3 Energieeinheiten erzeugt. Bei Zuckerrohr liegt dieses Verhältnis hingegen bei eins zu sieben.  Davon, dass die Ethanolerzeugung umweltfreundlicher sei als herkömmliche Methoden, spricht zudem kaum noch jemand: Angesichts des notwendigen Energieeinsatzes ist der Vorteil in der CO2-Rechnung marginal, zudem steigt bei der Verwendung von Ethanol der Verbrauch auf 100 km." Zitat Handelsblatt 20. Juli 2007

Bei Zucker ist noch kein Engpass zu erwarten. Im Wirtschaftsjahr 2006/07 (Ende 31. März) gab es ein Überangebot von 8,8 Millionen Tonnen, 2007/08 könnten es sogar 9,8 Millionen Tonnen werden.
In Europa sind Zuckerrüben der Ausgangsstoff, die Herstellungskosten betragen 44 €-Cent (55 US-Cent). Kurs 3/2007
In Ö ist die Einführung einer E85 genannten Treibstoffsorte (85 % Ethanol, 15 % Benzin) geplant.
 

Die Produktionskapazitäten in Deutschland werden 2008 5,4 Mio. t betragen  Quelle: Internat. Forum f. Regenerative Energien IWR
Das entspricht 18 % des gesamten Dieselverbrauchs.
 
Paul J. Crutzen (Nobelpreis für die Erforschung des Ozonlochs) hat mit seinem Team ermittelt, dass die Klimabilanz von Biodiesel aus Raps bis zu 1,7 mal schlechter ist, als jene von Benzin! Grund ist die Düngung mit Stickstoff, der zum Teil in Lachgas umgewandelt wird.
Verglichen mit Kohlendioxid (CO₂) ist Lachgas (N₂O) ein um den Faktor 300 stärkeres Treibhausgas. Quelle: nano 6. 12. 07

Biogas:
Was im Misthaufen passiert, lässt sich auch in großem Maßstab kopieren: Mais, Gülle, Grasschnitt oder  Sonnenblumen werden mit Bakterien vermengt und in luftdichten Behältern (Fermentern) zum Faulen gebracht. Dabei entsteht Biogas.
In einem mehrstufigen Verfahren kann auch aus Holz Biogas (Holzgas) gewonnen werden.

Nach einer von der OECD in Auftrag gegebenen Studie führt der Ersatz von fossilen durch agrarische Treibstoffe zu einer weltweiten Verknappung von Nahrungs- und Futtermitteln. Zudem schädigt er die Umwelt (beschleunigt die Abholzung der Wälder) und ist unwirtschaftlich (weil viel zu hoch subventioniert).
Lediglich die Erzeugung von Äthanol aus Zuckerrohr bzw. Zellulose und die Herstellung von Biodiesel aus Abfall-produkten (Tierfett, gebrauchtes Speiseöl) reduzieren die CO₂--Emissionen in beträchtlichem Ausmaß (bis 80 %).

Für ein fünfjähriges Aussetzen der Produktion von Biotreibstoffen tritt Jean Ziegler, UNO-Berichterstatter für das Recht auf Nahrung, ein. 200 Kilogramm Mais - eine Menge, von der eine Person sich ein Jahr ernähren kann - sind erforderlich, um 50 Liter Biotreibstoff zu erzeugen. Zudem tragen Biotreibstoffe kaum etwas zur Bekämpfung des Klimawandels bei, ist ihre Herstellung doch sehr energieintensiv. Ziegler prophezeit einen massiven Preisanstieg der Grundnahrungsmittel.

Biotreibstoffe - Vergleich
 

Hektarertag

 
Datenrecherche bei: Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe www.fnr.de

Sonnenenergie

Solarzellen: wandeln Sonnenenergie direkt in elektrischen Strom um. Ihr Wirkungsgrad liegt zwischen 5 und 17 %. Damit brauchen sie in unseren Breiten drei bis fünf Jahre um die für ihre Herstellung aufgewendete Energie wieder einzuspielen. Ihre voluminösen Brüder sind die

thermischen Solaranlagen: sie enthalten eine Substanz (Öl, Salz) die stark erhitzt wird und die aufgenommene Wärme an Wasser abgibt. Der dabei entstehende Wasserdampf bewegt eine Turbine, die wiederum einen Generator antreibt, der elektrischen Strom erzeugt.
Solarthermische KW haben gegenüber Solarzellen einen doppelt so hohen Wirkungsgrad. Sie benötigen jedoch viel Platz. Den beanspruchen die Parabolspiegel, deren Licht gebündelt auf die Behältnisse des Wärmeträgers einwirkt und ihn erhitzt. Solarthermische KW können mit Wärmetauschern bestückt sein, die ihre gespeicherte Energie in der Nacht bzw. bei schlechtem Wetter abgeben.
Ein Wüstengebiet von der Größe Österreichs, zugepflastert mit solarthermischen Kraftwerken, könnte allein den weltweiten Strombedarf decken.

Windkraftwerke

Ihre Standorte können an Land (preisgünstiger, hohes Aufregungspotential bei der örtlichen Bevölkerung) oder vor Meeresküsten (Offshore; zwei- bis dreimal teurer als an Land) liegen.
In Österreich genügt bereits die Zusendung eines Schoko-Bonbons um den Bau zu verhindern (Der Bürgermeister der burgenländischen Gemeinde Müllendorf erhielt ein harmloses Stück "Mon Cherie" und schon war das Windradvorhaben verweht. Er dachte wohl an seinen Kremser Kollegen, den ein vergiftetes Exemplar beinahe getötet hätte. Hatte aber nichts mit Windkraftwerken zu tun).

Windparks auf dem Meer zu bauen bedarf spezieller Schiffe. Da es derzeit nicht genug davon gibt, werden happige Mieten verlangt. Das Chartern eines Spezialschiffes kostet rund 150.000 Euro pro Tag.
Da zieht man einen Kauf durchaus in Betracht. Der Energieriese RWE (Deutschland) hat zwei Stück bestellt. Preis pro Schiff: ~100 Millionen Euro. Quelle: Handelsblatt 13. 7. 11 S 24

1. Mindestens 5 Todesfälle
2. Mindestens 10 Verletzte
3. Mindestens 200 Evakuierte
4. Weitreichendes Verbot des Verzehrs von Lebensmitteln
5. Freisetzung von mindestens 10.000 t Kohlenwasserstoffen
6. Säuberung einer Landes- oder Wasserfläche von mindestens 25 km²
7. Wirtschaftlicher Schaden von mindestens 5 Mio. $ (Basis 2000)

Während des erfassten Zeitraumes erwies sich kein Energieträger auch nur annähernd als so ungefährlich wie die Atomenergie, auch bei den Langzeitfolgen (Krebserkrankungen bzw. Tod durch Krebs). Kernenergie: 32 Tote  /  Wasserkraft: 30.021 Tote  /  Kohle: 31.939
ENSAD ist auf der Website des PSI abrufbar.

Klimazertifikate

Im Kyoto-Protokoll haben sich die Staaten zur Einhaltung bestimmter Emissionsgrenzen angeblich Klima schädigender Gase (besonders CO2) freiwillig verpflichtet.
Jeder Staat teilt "sein" CO2-kontingent den heimischen Unternehmen, hauptsächlich der Industrie, zu. Überschreitet er die erlaubte Grenze, müssen Emissionsrechte (=Zertifikate) zugekauft werden. Damit er selber Umweltmaßnahmen setzt, darf ein Staat aber nicht mehr als 50 Prozent der Fehlmenge mit Zertifikaten abdecken.

Wer in Europa zu viel emittiert - z.B. Österreich - kauft EU Allowances (EUA), wer in Maßnahmen zur Verminderung von CO2-emissionen investiert, erhält Emissionsgutschriften (CER), die er verkaufen.
Der Handel mit Emissionsrechten (EUA) und Emissionskrediten (CER) erfolgt an den Klimabörsen (Chicago Climate Exchange CXX, European Climate Exchange (ECX), BlueNext, European Energy Exchange (EEX), ... .
2007 lagen die Preise für ein CO2-Zertifikat über 1 Tonne bei 7 bis 10 €, für 2008 prognostizierten die Händler bis zu 40 €.   mehr...