Peak Oil und so ...

  • Hallo,


    weil nach wie vor rund 15% des in Deutschland verbrauchten Mineralöls im Wärmesektor verheizt werden, will ich an dieser Stelle auch noch mal dafür plädieren, sich für eine alternative Heiztechnik zu entscheiden. Wer also noch einen Heizölkessel hat, sollte darüber nachdenken, diesen durch etwas besseres zu ersetzen. BHKW gibt es ja neben einem Erdgasbetrieb auch mit Flüssiggas, und der Anschluss an die Gasleitung ist angesichts der Klimadebatte auch kein totes Pferd, weil durch diese Infrastruktur irgendwann auch regenerative Speichergase incl. Wasserstoff geleitet werden können. Nicht die KWK ist eine Brückentechnologie, die irgendwann zu Ende ist, sondern der Brennstoff - auch in Zukunft brauchen wir regenerative Speichergase und die sollten exergetisch efffizient genutzt werden.


    Effiziente Sektorenkopplung mit dem Entropiesatz plädiert dafür, bei der Energiewandlung, insbesondere wenn der Wärmesektor mit betroffen ist, stets auf die exergetische Effizienz zu schauen. Wenn wir im Alltagsgebrauch von Energie reden, ist meist die Exergie (=technische Arbeitsfähigkeit der Energie) gemeint. Nur die Exergie kann man auch verbrauchen, nur diese wird auch kleiner und ist ein knappes und wertvolles Gut: wohingegen der energetische Wirkungsgrad immer 100% ist, so lehrt uns der Energieerhaltungssatz.


    Doch zurück zu Peak Oil und Co.: Auch wenn im letzten Jahr selbst von einigen Ölfirmen der Begriff "Peak Demand" genannt wurde, so darf man nicht vergessen, dass seit 2005 die konventionelle Ölförderung stagniert, vgl. z.B. mit der BGR-Energiestudie 2019 (S. 43). Die Bezeichnung "unkonventionell" (Tight Oil in den USA und die Kanadischen Ölsande) ist ein Euphemismus für "teuer": 'The End of Cheap Oil' wurde 1998 angekündigt, als die Ölpreise im Rekordtief unter 20 USD/bbl lagen. Peak Demand lässt erstmal vermuten, dass sich die Situation auf dem weltweitem Ölmarkt entspannt. Jetzt muss man aber auch wissen, dass bei der konventionellen Ölförderung (das billige Öl) auch die Ölfirmen gezwungen sind, die sich erschöpfende Felder mit neuen Investitionen in bekannte, aber noch nicht erschlossene Vorkommen zu ersetzen. Die IEA hatte dazu die Kategorien "yet to be developed" (bekannt, aber noch nicht mit Förderbohrungen erschlossen) und "yet to be found" (Vorkommen vermutet, die noch gefunden werden müssen, von Spöttern 'fields of hope' genannt). Ein bekanntes Beispiel ist das Kaschagan-Feld in der Kaspischen Meer, das über ein Jahrzehnt gebraucht hat, bis es entwickelt wurde. Rückgehende Förderung in bekannten Super-Giants wie dem mexikanischem Cantarell-Feld oder auch in der Nordsee (Großbritannien & Norwegen) als Ölprovinz, muss durch neue Investitionen in die nicht mehr so low hanging fruits kompensiert werden. Es kommt dabei nicht nur auf die Reserven an (die Größe des Fasses), sondern auch die Fördergeschwindigkeit (Größe des Zapfhahns) an.


    Wenn aus Symmetriegründen der logistischen Wachstumskurve nach der Plateauphase beim konventionellen Öl die Rückgang der Förderung einsetzt, wird meiner Meinung nach dies längerfristig nicht durch die unkonventionelle Förderung zu kompensieren sein. Weder durch das US Tight Oil, das zwar relativ schnell eine Produktionsausweitung in den letzten 10 Jahren geschafft hat, aber nur über vergleichsweise kleine Reserven verfügt, noch durch die Schwerölvorkommen im Kanadischen Athabasca-Becken bzw. die im Venezolanischen Orinocco-Becken. Beide weisen zwar große Reserven in der Kampfklasse von Saudi-Arabien aus, aber das ist schnittfestes Zeug, das nicht von alleine aus der Erde sprudelt. Es muss mit hoher Wärmezufuhr erst aufgeheizt werden, bis es pumpbar wird, bzw. die Ölsande werden im Tagebau abgebaggert und in chemischen Fabriken als SynCrude aufbereitet. Man kann sich das weltweite System der Ölversorgung auch als Merit-Order vorstellen, nicht mit Kraftwerken, sondern mit Ölfeldern, die nach variablen Kosten bzw. Vollkosten sortiert sind. Vor einigen Jahren habe ich im Bericht der Deutschen Bank "The Peak Oil Market" (2009) solche Kurven gefunden: a) Figure 23: Cost curve of future oil supply (Vollkosten), S. 19 und b) Figure 68: Cash cost of oil production (Grenzkosten), S. 51.


    Die absoluten Zahlenwerte sind nicht wichtig, aber das generelle System: Wenn Balance aus Angebot und Nachfrage nicht mehr ausgeglichen ist, steigt der Ölpreis auf die Vollkosten der nächsten Gruppe an Ölquellen, die erschlossen werden müssen, um die Nachfrage zu decken. Dabei ist an den Zeitverzug zu denken, die solche Investitionsprojekte von der Investitionsentscheidung bis zur Inbetriebnahme haben. Bei einem Absinken des Ölpreises sinken die Preise, bis die teuersten Quellen bzgl. ihrer variablen Förderkosten freiwillig aus dem Markt gehen, weil sie keinen Deckungsbetrag mehr erwirtschaften. Aufgrund der hohen Decline-Raten der Tight-Öl-Förderung kann man hier schon fast die Vollkosten als variabel ansetzen, da man in einer Tretmühle gefangen ist, ständig nachzubohren, um die Produktions zu halten. Wenn also in einer "Peak Demand" Situation das Angebot schneller zurückgeht als die Nachfrage, dann wird sich dennoch der Preis am oberen Spektrum stabilisieren, was zu ökonomischen Schwierigkeiten führen kann. Es ist in der Regel sehr schmerzhaft, wenn die Preisfindung durch den Verbraucher stattfindet, der über seinen Konsumverzicht den Markt stabilisiert und damit nicht die Kosten der Erzeugung den Marktpreis bestimmen sondern der Grenznutzen eines nicht verbrannten Liter Öls, also Busfahren statt mit dem eigenen Auto oder die Ölheizung aus lassen und lieber Holz hacken.


    In dem Sinne möchte ich hier das Schlagwort des Rimini-Protokolls in die Runde werfen, das vorschlägt, den Ölverbrauch in dem Maße bewusst zu reduzieren wie auch der Rückgang der Förderung zu erwarten ist. Bei etwa einer Milliarde Autos, die von mobilen, ölverbrauchenden Verbrennungsmotoren angetrieben werden, ist eine Decline-Rate von 2%-4% gleichzusetzen mit 20-40 Mio E-Fahrzeugen jedes jahr. Das erscheint im Rahmen dieses Jahrzehnts nicht ganz unrealistisch, aber es ist nicht selbstverständlich. Weltweit ist Mineralöl für ein Drittel unseres Primärenergiebedarfs zuständig - das ist der größte Batzen vor Kohle (27 %) und Erdgas (24 %). Es folgen Wasserkraft (6%), sonstige Erneuerbare (5%) und Kernenergie (4,3%), vgl. BP Statistical Review of World Energy 2020 (S. 10). Das Reduzieren des Heizölbedarfs scheint mir eine "Low-Hanging Fruit" zu sein, auch wenn in letzter Zeit auch Elektroautos immer populärer werden.


    Gruß,

    Gunnar

  • Effiziente Energiesysteme sind auch in einer regenerativen Zukunft wichtig. Momentan schaut fast jeder nur auf die CO2-Emissionen, und leider ist es so, dass KWK um so mehr CO2 einspart, je THG-intensiver der Brennstoff ist. Der Spareffekt ist bei Kohle-KWK am größten, dann kommt Gas-KWK und bei regenerativen Speichergasen spart man durch eine höhere Effizienz der Energiewandlung nichts mehr ein.


    Es sind zwei verschiedene Paar Schuhe: das eine sind die THG-Emissionen, das andere ist die Primärenergieintensität, d.h. die exergetische Effizienz der Energiewandlung hin zur final benötigten Nutzenergie. Beide Parameter sind wichtig und man sollte sie nicht verwechseln oder ggf. miteinander verrechnen. In 2050 wird die Energiewende geschafft sein, d.h. wir sind dann sowieso CO2-neutral, aber die exergetische Effizienz der Energiewandlung ist nach wie vor relevant.


    Die Eingangsfolien zur effizienten Sektorenkopplung (Ein Beispielszenario für 2050, S. 3ff) habe ich mit dem folgenden Hintergrund skaliert:

    - 400 GW Wind (onshore) -> 800 TWh Jahresernte (wobei Wind an Land etwa im Leistungsverhältnis 1:2 eingetauscht werden kann zu Wind auf See)

    - 400 GW Wind (offshore) -> 400 THW Jahresernte (beim Mix PV zu Wind im Leistungsverhältnis 1:1 werden die saisonalen Schwankungen in etwa kompensiert (vgl. mit der fouriertransformierten Restlast), d.h. man braucht nur wenig Energiespeicherkapazität im Spektralbereich von Ein-Jahres-Schwankungen. Solche Speicher mit einem Speicherzyklus pro Jahr müssen sehr günstig sein, weil selbst mit einer Lebensdauer von 60-100 Jahren dies bedeutet, dass sie nur 60 bis 100 mal eingesetzt werden. Daher sind hier Gasspeicher (Erdgaskavernen kosten ca. 1 € pro Normkubikmeter Inhalt, d.h. bei methanreichen Gasen sind das 0,1 €/kWh pro kWh Exergieinhalt im Vorteil gegenüber Batteriespeichern (ca 100 €/kWh, bei 20% Lernrate).


    Heute haben wir einen Primärenergieverbrauch von 3600 TWh. Wenn es gelingt diese auf die Hälfte zu drücken, dann müssen immer noch 1800 TWh in Deutschland zur Verfügung gestellt werden. Wenn man schon wie oben von einer Verdopplung des Elektrizitätssektors auf 1200 TWh ausgeht, dann fehlen noch 600 TWh - wahrscheinlich sind das dann Importe regenerativer Gase.


    Gruß,

    Gunnar