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Erdgas hat, verglichen mit anderen Energieträgern, einen relativ hohen Wirkgrad bei mittlerer Belastung für die Umwelt. Sollte Erdgas durch erneuerbare Energien ersetzt werden, würden sich die Umweltbelastungen und die Auswirkungen auf die Umwelt in der Region Railbelt zwar reduzieren; aufgrund der damit verbundenen Kosten erscheint das jedoch nicht wahrscheinlich. Würde Erdgas durch Kohle ersetzt, würde die daraus resultierende Umweltbelastung - sowohl lokal als auch global - stark zunehmen.

Darüber hinaus hinterlassen konventionelle Erdgasbohrungen wesentlich kleinere Spuren als beispielsweise Kohlebohrungen oder der konventionelle Kohleabbau. Misst man die Emissionen pro Energieeinheit, produziert Erdgas im Vergleich zur Kohle nur die Hälfte des Kohlendioxids.

Schwindende Erdgasreserven sowie auch die stark rückläufige Erdgasproduktion im Cook Inlet werden eine bedeuten- de politische und logistische Herausforderung darstellen. Die Preise für Energie und Wärme werden weiter steigen. Eine langfristige Lösung wird vor allem die Erhöhung der Produktion von Erdgas sowie darüber hinaus auch die Beimischung alternativer Versorgungsquellen und alternativer Energieerzeugung beinhalten.

Die Zukunft des Erdgases im Cook Inlet

Im Railbelt werden jährlich 70 Milliarden Kubikfuß Erdgas verbraucht (davon 32 zur Wärme- und 38 zur Stromerzeugung) - und die Nachfrage dieser aufgrund der Bevölkerungszahl wichtigsten Region Alaskas wird im Lauf der Zeit wahrscheinlich noch zunehmen.

Große Industrieprojekte, wie die geplanten „Pebble Mine“ (Bedarf bis zu 300 Megawatt, etwa 25 Milliarden Kubikfuß jährlich), „Donlin Gold“ (Bedarf bis zu 130 Megawatt, etwa 11 Milliarden Kubikfuß jährlich) oder andere bedeutende Vorhaben der Bergbauindustrie würden die Nachfrage noch schneller anwachsen lassen.

In Anbetracht sich neigender Vorräte gibt es vier allgemeine Lösungsansätze zur Deckung des Bedarfs und jeder da- von bringt eine Reihe von Schwierigkeiten mit sich.

 

1. Dramatische Ausweitung der Exploration der Erdgasressourcen im Cook Inlet, um mit der Nachfrage Schritt zu halten.

  • Zeitrahmen: Mittelfristig wegen der Lücke zwischen Exploration und Förderung. Hat bereits begonnen, größtenteils vorangetrieben durch Steuersubventionen des Bundesstaates
  • Vorlaufkosten: Relativ gering, privat finanziert
  • Langfristige Kosten: Weitere Preissteigerung durch erhöhte Förderkosten
  • Weiteres: Vor allem möglich durch Staatssubventionen

2. Pipeline aus der North Slope, um das Erdgas aus dem Norden des Bundesstaates in den Railbelt zu leiten (z. B. „Bullet Line“, „Valdez Option“ oder „North America Option“).

  • Zeitrahmen: Langfristig, möglicherweise Jahrzehnte
  • Vorlaufkosten: sehr hoch (USD 6 - 41 Milliarden, abhängig von den Details)
  • Langfristige Kosten: Einmal fertiggestellt wären die laufenden Kosten bis zur Erschöpfung der North-Slope-Erdgasvorkommen wahrscheinlich relativ niedrig
  • Weiteres: Ein Mangel an Privatbeteiligung würde bedeuten, dass die Gesamtkosten vom Staat getragen werden

 

3. Ersetzen der gasbetriebenen Stromerzeugungskapazitäten durch Z.B. erneuerbare Energien (z. B. „Susitna Hydro“, „Fire Island Wind“, „Eva Creek Wind“, „Mount Spurr Geothermal“), Kohle, Flözgas oder Untertage- Kohlevergasung (UCG).

  • Zeitrahmen: Variabel. Ein Großprojekt wie „Susitna“ könnte nicht vor 2023 fertiggestellt werden, aber sowohl „Fire Island Wind“ als auch „Eva Creek Wind“ sollten 2012 in Betrieb gehen
  • Vorlaufkosten: Hoch (USD 6 Milliarden für „Susitna“, einige Millionen pro Megawatt Windenergie)
  • Langfristige Kosten: Gering für erneuerbare Energien, mit Kohle, Flözgas oder Untertage-Kohlevergasung jedoch deutlich höher als bei Erdgas
  • Weiteres: Über 30 Milliarden Kubikfuß Erdgas werden gegenwärtig zum Heizen verwendet, nicht zur Stromgewinnung. Das Ersetzen von Heizgas würde zusätzliche Infrastruktur und Investitionen erfordern

 

4. Import von Flüssigerdgas (LNG) von außerhalb des Bundesstaates.

  • Zeitrahmen: Kurzfristig
  • Vorlaufkosten: USD 500 Millionen für Flüssiggasinfrastruktur
  • Langfristige Kosten: Abhängig vom Erdgasmarkt – höher als die gegenwärtigen Preise
  • Weiteres: Diese Option ist praktisch Gewissheit, zumindest als Übergangslösung

Eine detaillierte Studie aus dem Jahr 2006, in Auftrag gegeben von der Alaska Natural Gas Development Authority (ANGDA), hat mehr als 20 verschiedene Optionen aus diesen vier Ansätzen untersucht und jede einzelne auf Basis von Faktoren wie Kosten, Machbarkeit, Unsicherheiten und Auswirkung auf die Bürger Alaskas in einer Rangliste geordnet. Die Autoren der Studie kommen zu dem Schluss, dass umgehend Schritte unternommen werden müssen, um die Gasvorkommen in der Region zu schonen und die Förderung im Cook Inlet auszuweiten.

Mittelfristig könnten die Kohleflöz-Methan-Produktion, langfristig auch der Bau einer Pipeline aus der North Slope und/ oder die Nutzung von Alaskas Kohle- und Windressourcen vorangetrieben werden.

Während es infolge der höheren Preise bereits zu Einsparungen im Gasverbrauch gekommen ist und sich bereits erste Projekte zur Förderung von Erdgas in der Realisierung befinden, wurde in dieser Region seit 2006 wenig Einsatz für die Umsetzung anderer Ziele gezeigt.

 

Eine Kehrtwende?

Als Antwort auf die sich neigenden Erdgasressourcen hat der Bundesstaat ein für Unternehmen extrem günstiges steuerliches Umfeld geschaffen, das die Exploration forcieren soll. Zu den Anreizen gehören mehrere zehn Millionen US-Dollar an Steuergutschriften für Erkundungsbohrungen, eine 2,5-fache Steigerung der Steuererstattungen für die anschließende Erschließung, einen hälftigen Royalty- Satz sowie zusätzliche Gutschriften für kleine und nicht- konventionelle Unternehmungen und Gas-Speicherstätten. Im Juni 2011 gab die United States Geological Survey (USGS) einen Bericht heraus, demzufolge das Cook Inlet 19 Billionen Kubikfuß technisch förderbares Erdgas birgt, genug um Alaska mit seinem gegenwärtigen Bedarf 200 Jahre lang zu versorgen. Der Bericht der USGS hatte daraufhin eine Diskussion über die „Erdgas-Renaissance“ im Cook Inlet in Schwung gebracht. Die Kombination aus der Neueinschätzung der Ressourcen, einem günstigem steuerlichem Umfeld und hohen Ölpreisen hat zu einem erneuten Explorationsschub im Cook Inlet geführt.

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