Wie Schiefergas Chemie und Anlagenbau verändert

Die Rohstoffquelle – billiges Schiefergas – beflügelt nicht nur die Chemie. Auch Stahlhersteller wie die amerikanische Nucor wollen den preiswerten Rohstoff nutzen: Der niedrige Gaspreis macht die Direktreduktion von Eisenschwamm aus Eisenerz attraktiv. Und auch die Energieversorger setzen auf Schiefergas. Kohlebefeuerte Kraftwerke werden durch umweltfreundlichere Gaskraftwerke ersetzt. Und: Die nordamerikanischen Gaserzeuger träumen von über einem Dutzend neuer LNG-Terminals, über die der verflüssigte Energieträger zu deutlich höheren Renditen an Abnehmer in Asien, Afrika und Europa verschifft werden soll. Die Phantasie der US-Industrie scheint keine Grenzen zu kennen.

Reale Zukunftsszenarien oder nur Luftschlösser?

Betrachtet man das Gesamtbild, dann könnten sich einzelne Planungen als Luftschlösser entpuppen. „Selbst mit optimistischen Annahmen ist die in den USA zur Verfügung stehende Ethanmenge geringer als die angekündigten Cracker-Projekte“, wirft Dr. Marc Schier, Business Development Manager beim Anlagenbauer Linde, ein Schlaglicht auf die Projektpläne. Das Beispiel macht deutlich, dass die Euphorie, aber auch die Ungewissheit, derzeit enorm ist. Die Nutzung des Schiefergas-Schatzes, nicht nur in den USA, sondern auch in anderen Weltregionen, hat viele Variablen und beeinflusst ebenso viele Faktoren: Welcher Weg, um Erdgas zu Geld zu machen, wird in naher Zukunft dominieren? Wie wird sich der Gaspreis in den USA und auf dem Weltmarkt entwickeln, und welche Konsequenzen hat dies für den Anlagenbau und die Chemie und das weltweit? Welche Projekte haben Potenzial, und welche Technologien werden durch das billige Gas unwirtschaftlich werden?

Um diese Fragen zu beantworten, lohnt ein Blick in die fundamentalen Daten. Die US-Energiebehörde schätzt die Schiefergasvorkommen in Nordamerika auf 55 Billionen (2012) Kubikmeter. An zweiter Stelle stehen Vorkommen im Asia-Pazifikraum (50,5 Billionen Kubikmeter), gefolgt von südamerikanischen Vorkommen (34,7 Billionen Kubikmeter). In Afrika werden immerhin noch 29 Billionen Kubikmeter vermutet, in Europa und Eurasien sollen es 16,8 Billionen Kubikmeter sein. Seit 2005 ist die Erdgasförderung in den USA um mehr als ein Viertel gewachsen.

Der Gasmarkt wird also auf Jahrzehnte hinaus nicht vom Angebot, sondern von der Nachfrage getrieben werden. Aufgrund des enormen Preisverfalls von Erdgas in den USA – der Preis einer mmBtu (siehe Kasten) ist von 9,7 USD in 2005 auf 2,5 USD in 2012 gefallen – wurden in den vergangenen Jahren vor allem Vorkommen mit Nassgasen verstärkt ausgebeutet. Diese Schiefergase, zu denen die Bakken-, Eagle-Ford- und Marcellus-Felder gehören, enthalten 5 bis 20 Prozent Ethan und andere Flüssig-Kohlenwasserstoffe (Natural Gas Liquids, NGL). Dazu kommt, dass sich durch die Fördermethode Fracking auch neue Ölvorkommen erschließen lassen. Die Internationale Energieagentur IEA erwartet, dass sich die amerikanische Schieferölförderung bis 2020 mehr als verdreifachen wird. Nach konservativen Schätzungen könnte die Ölproduktion von derzeit 7,8 Millionen Barrel pro Tag auf 11,6 Millionen Barrel pro Tag in 2020 steigen. Die USA würde damit wieder zur größten Öl-Fördernation der Welt.

Chemieindustrie plant neue Ethylenanlagen

Noch vor fünf Jahren schien der Bau neuer Gascracker in den USA undenkbar – die Produktion von Ethylen war weltweit nirgends so teuer wie in den USA. Doch die flüssigen Bestandteile des Schiefergases haben das Blatt gewendet. Das Beratungsunternehmen Global Data schätzt, dass die Ethylenkapazität in den USA bis 2017 um 35 Prozent von derzeit 26 auf 35 Megatonnen pro Jahr steigen wird. Zu den geplanten Projekten gehören die Vorhaben des Chemiekonzerns Dow in Hahnville, Louisiana: Dieser will an der Golfküste nicht nur einen neuen Ethancracker, sondern auch zwei Propan-Dehydrieranlagen bauen. Die BASF erweitert im texanischen Port Arthur die Kapazität ihres Crackers, und auch Westlake Chemical vergrößert sowohl in Kentucky als auch in Lake Charles, Louisiana, ihre Ethylenanlagen. Der Ölkonzern Shell will in den Appalachen in der Nähe des Marcellus Schiefergasfeldes einen Ethancracker bauen. Aufgrund der geschätzten verfügbaren Menge an flüssigen Erdgasbestandteilen, den hohen Investitionskosten und Finanzierungsbedarf so wie der limitierten Verfügbarkeit geeigneter Montagekräfte glaubt man beim Anlagenbauer Linde allerdings, dass es in den USA in den kommenden fünf Jahren Potenzial für drei bis sechs Cracker-Neubauprojekte gibt.

Ammoniak, Methanol und Dünger

Aber nicht nur höherwertige Kohlenwasserstoffe versprechen den amerikanischen Chemieunternehmen profitable Geschäfte auf Basis von Schiefergas. Methan bildet die Grundlage von Ammoniak und damit der Düngemittelproduktion. In Kombination mit großen Abnehmern in den „Kornkammern“ des Mittleren Westens sorgt billiges Schiefergas dafür, dass der ehedem schon für tot erklärten amerikanischen Düngemittelproduktion neues Leben eingehaucht wird: Mindestens sieben Neubauprojekte werden derzeit erörtert, einige davon sogar bereits geplant und gebaut. Drei der Großprojekte wurden im vergangenen Jahr von Thyssen Krupp Uhde gewonnen.

Doch auch der Methanolmarkt ist durch Schiefergas in Bewegung geraten. Wurde der Alkohol bislang vor allem aus Südamerika importiert, soll die Produktionskapazität in Nordamerika nun durch eine Reihe neuer Projekte und Wiedereröffnung bestehender Anlagen steigen. Die wohl spektakulärste Aktion in diesem Zusammenhang dürfte die Verlagerung einer von Methanex in Chile betriebenen 850 kt/a-Methanol-Anlage nach Geismar in den USA sein. Celanese plant in Bayport, Texas, eine 1,3 Mt/a-Anlage und auch die Dakota Gas Company will das Schiefergas in North Dakota für die Produktion von Treibstoffen aus Methanol nutzen.

Gas to Liquids: Profit aus der Preisspanne zwischen Öl und Gas

Das wohl ambitionierteste Einzelprojekt in den USA dürfte die von der südafrikanischen Sasol geplante GTL-Anlage sein. In dem integrierten GTL- und Ethancracker-Komplex sollen ab 2017 aus Erdgas Diesel, weitere Treibstoffe und Chemikalien produziert werden. Anfang Dezember vergangenen Jahres gab das Sasol-Management nach Bewertung der Machbarkeitsstudie bekannt, dass nun mit der FEED-Phase (front-end engineering and design) begonnen werden soll. Insgesamt will das Unternehmen 21 Milliarden US-Dollar in das Projekt investieren. Für den Bundesstaat Louisiana ist die in Westlake geplante Anlage von enormer Bedeutung: Mehr als 1.200 direkte und über 5.800 indirekte Arbeitsplätze sollen dadurch entstehen.

Interessant werden Gas-to-liquid-Projekte, wenn der Unterschied zwischen Gaspreis und Ölpreis hoch ist – nutzt GTL doch günstiges Erdgas, um daraus teure Mineralölprodukte zu erzeugen. Der Ölkonzern Shell setzt bei seinem in Katar realisierten Megaprojekt „Pearl“ auf diesen Unterschied. Aufgrund langer Entwicklungszeiten und einem hohen erforderlichen Kapitaleinsatz rechnen sich GTL-Projekte allerdings nur langfristig – das Investitionsrisiko ist entsprechend hoch.

Energiebranche ersetzt Kohle durch Erdgas

Erdgas kann in den USA inzwischen von der Kostenseite mit Kohle mithalten, erzeugt aber bei der Stromerzeugung lediglich halb so viel Kohlendioxid. Außerdem sind Gaskraftwerke im Bau deutlich günstiger als kohlebasierte Kraftwerke. Dazu kommen neue Grenzwerte der US-Umweltbehörde für Emissionen von Partikeln, Quecksilber und anderen toxischen Stoffen, die in den kommenden Jahren dazu führen werden, dass fast 9 Prozent der Kohlekraftwerke (28 GW) vom Netz gehen werden. Gleichzeitig schätzt das US-Energieministerium, dass bis 2035 zusätzliche 223 GW Stromerzeugungskapazität notwendig sein werden – mindestens 60 Prozent davon soll in Gaskraftwerken erzeugt werden.  Der Stahlkonzern Nucor investiert in St. James Parish am Ufer des Mississippi 750 Mio. US-Dollar in eine Anlage zur Direktreduktion von Eisenerz. „Ohne den durch Schiefergas gesunkenen Gaspreis wäre das Projekt nicht wirtschaftlich“, erklärt Dan DiMicco, CEO von Nucor.

Politikum LNG-Export

Der Preis von Erdgas wurde in der Vergangenheit nicht nur in den USA je nach Region unterschiedlich festgesetzt. Denn im Gegensatz zu Erdölprodukten lässt sich Gas nur über Pipelines wirtschaftlich transportieren. Die großen Vorkommen im Bakken-Shale von North Dakota wurden deshalb ursprünglich primär aufgrund der darin enthaltenen Öl- und Flüssigkohlenwasserstoffe ausgebeutet. Noch 2011 wurde deshalb rund ein Drittel des geförderten Gases schlichtweg abgefackelt. Doch die Situation hat sich geändert. Rund 108.000 km umfasst das Gasnetz der USA, das inzwischen fast jedes Gasfeld mit den Abnehmermärkten verbindet. Dass der Schiefergas-Boom kein Strohfeuer sein wird, erwartet beispielsweise der Pipelinebetreiber Kinder Morgan.
38 Milliarden Dollar hat das Unternehmen kürzlich in den Kauf des Pipelinenetzes von El Paso gesteckt und verfügt damit über 22 Prozent des Gasnetzes der USA. Experten erwarten, dass die Transaktion den Erdgasmarkt in den USA stabilisieren wird.

Pipelines eröffnen den Schiefergas-Erzeugern zusätzlich auch die Möglichkeit, LNG zu exportieren. Die Förderunternehmen erwarten sich vom LNG-Export steigende Gaspreise und damit höhere Gewinnmargen. Dass dies wirtschaftlich ist, zeigt eine einfache Rechnung: Zu Feedgas-Kosten zwischen 3 und 5 USD und Verflüssigungskosten von 3 bis 4 USD kommen LNG-Transportkosten von 1 bis 2 USD pro mmBtu. „Den Gesamtkosten von 7 bis 11 USD/mmBtu stehen in Asien LNG-Importpreise bis zu 18 Dollar pro mmBtu gegenüber“, erläutert Dr. Marc Schier. Der US-Energieregulierungsbehörde FERC liegen deshalb Projekte für den Bau von Exportterminals vor, mit denen jährlich 100 Mio. t LNG verschifft werden könnten.

Eine Studie des US-Energieministeriums kommt zum Schluss, dass die Gesamtwirtschaft von einem Gasexport profitieren würde. Downstream-Investoren wie der Chemiekonzern Dow sehen das erwartungsgemäß anders. Sie fürchten um den günstigen Rohstoff, der ihren Projektplanungen zugrunde liegt. Wie sehr die Nerven blank liegen, zeigt ein ungewöhnlich scharfer Angriff des Dow-Chefs Andrew Liveris: „Die Studie des Energieministeriums im Hinblick auf den Export von LNG ist fehlerhaft, irreführend und basiert auf veralteten, fehlerhaften oder unvollständigen Daten.“

„Wenn mehr Erdgas die Märkte erreicht, wird der Preis aufgrund der vielfältigen Abnehmer steigen“, glaubt Charlotte Batson vom Beratungsunternehmen Batson & Company: „Das wird negative Auswirkungen auf die Chemie und andere Industrien haben, die Erdgas als Rohstoff nutzen. Auf der anderen Seite wird dies Upstream-Aktivitäten in Feldern mit trockenem Schiefergas wie Haynesvill und Barnett stimulieren.“

Anlagenbau-Boom mit Risiken

Doch spätestens hier wird klar, dass die Rechnung für die vielfältigen Projekte, um Schiefergas zu Geld zu machen, kaum aufgehen kann: Chemie-, Energie- und Exportsektor konkurrieren um ein und denselben Rohstoff und könnten den Gaspreis insgesamt wieder so in die Höhe treiben, dass die Kalkulation einzelner Projekte kippt. „Wir glauben nicht, dass alle Projekte umgesetzt werden. Es wird sicher eine bemerkenswerte Zahl sein, aber viele Projekte werden wieder sterben“, ist Linde-Experte Marc Schier überzeugt. „Einige der Projekteentwicklungen dienen vielleicht auch dazu, den Buchwert der Schiefergasreserven nach oben zu bringen“, vermutet Schier und erwartet eine Konsolidierung auf der Seite der Gas-Fördergesellschaften.

Zeit könnte für die Investoren ein wichtiger Faktor werden: Einerseits, um sich einen langfristig niedrigen Gaspreis vertraglich zu sichern, andererseits; um ihr Projekt rechtzeitig in Stahl und Eisen zu gießen, bevor Planungs-, Montage- und Ausrüstungsressourcen knapp und damit teuer werden. An Erfahrungen dieser Art fehlt es dem (Chemie-)Anlagenbau nicht: 2005 hatten beispielsweise die Owners Engineers bei der BASF mit massiven Preissteigerungen bei der Projektabwicklung in den USA zu kämpfen: Ein lukrativer Ölpreis hatte damals zahlreiche Modernisierungs- und Erweiterungsprojekte in amerikanischen Raffinerien angestoßen und damit nicht nur Engineering-, Bau- und Montageleistungen an der Golfküste verteuert, sondern auch Maschinen und Apparate.

Ähnliches war in jüngster Zeit in Australien zu besichtigen: Zahlreiche Minen- und Gas-Förderprojekte führten dazu, dass die Bau- und Montagekosten enorm nach oben geschnellt sind. „Bis vor fünf Jahren kostete eine LNG-Exportanlage rund 1.000 US-Dollar pro Jahrestonne. Inzwischen sind es in Australien 2.000 bis 3.000 Dollar“, berichtet Schier: „Wer spät dran ist, dessen Kosten werden steigen.“

Auch scheint wahrscheinlich, dass der sich in den USA abzeichnende Anlagenbau-Boom zumindest zum Teil auf Kosten anderer Projekte und Regionen gehen könnte: So stehen zumindest an Techniken wie der Kohlevergasung oder der Nutzung von Ölsanden wirtschaftliche Fragezeichen. Außerdem wird die Erschließung von Schiefergasvorkommen in verschiedenen Weltregionen den Gaspreis unter Druck setzen. Ob sich die Entwicklung und der Bau von schwimmenden LNG-Produktionseinrichtungen rechnen werden, muss eventuell im Einzelfall neu kalkuliert werden. Derzeit lässt beispielsweise Shell von einem Konsortium aus Technip und Samsung eine entsprechende Anlage bauen, und auch die malaysische Petronas hat ein entsprechendes Gasschiff auf Kiel legen lassen.

Werden deutsche Anlagenbauer am US-Boom partizipieren?

Interessant ist in diesem Zusammenhang auch die Frage, ob deutsche Engineeringunternehmen vom Anlagenbau-Boom in den USA profitieren werden. Denn während südkoreanische und chinesische Wettbewerber hiesigen Anbietern in den Megaprojekten im Mittleren Osten und in Asien stark zusetzen, sehen sich diese Angreifer in den USA dem Wettbewerb mit Unternehmen wie Fluor, Bechtel und Foster Wheeler ausgesetzt. Aus Sicht von Anbietern wie Linde oder Thyssen Krupp Uhde stehen die Chancen für europäische Anlagenbauer deshalb nicht schlecht, um am amerikanischen Boom zu partizipieren.

Gaspreis

Mehrfach nach unten korrigiert

In den vergangenen vier Jahren hat die US-Energiebehörde ihre Erwartungen für den mittel- bis langfristigen Gaspreis jährlich nach unten korrigiert. Während die AEO im Jahr 2009 noch davon ausgegangen war, dass der Gaspreis in 2020 bei 8 Dollar/mmBTU liegen wird, gehen Schätzungen von 2012 davon aus, dass sich der Gaspreis bis 2020 unter 5 US-Dollar pro mmBTU bewegen wird.

Öl-Fakten

Ölmacht USA

Die USA trugen im vergangenen Jahr am meisten zum Wachstum der weltweiten Ölproduktion bei. Die Produktion stieg um 395.000 Fässer pro Tag. Innerhalb von zehn Jahren stieg der Selbstversorgungsanteil von 50 Prozent auf inzwischen 72 Prozent.

Einheiten

Was verbirgt sich unter mmBtu?

Der Energieinhalt von Erdgas wird häufig in
mmBTU angegeben. mmBtu steht für „million British thermal units“, wobei mit „mm“ „tausend tausend“ gemeint sind. 1 mmBtu entspricht
26,4 Kubikmeter Gas, basierend auf einem Energieinhalt von 40 Megajoule/m³. Die Btu gehört nicht zum SI-System und ist definiert als die Wärmeenergie, die benötigt wird, um ein britisches Pfund Wasser um 1 Grad Fahrenheit zu erwärmen. Wegen der temperaturabhängigen Wärmekapazität existieren mehrere Definitionen der „British thermal unit“.

Wirtschaft US-Industrie reloaded

Niedrige Gas- und Energiepreise verschaffen der US-Industrie ungeahnte Vorteile: Das Beratungsunternehmen IHS Global Insights schätzt, dass Schiefergas in den USA zwischen 2010 und 2035 Investitionen in Höhe von 1,9 Billionen US-Dollar anstoßen wird. Bis 2035 sollen durch Schiefergas in den Vereinigten Staaten rund 1 Million zusätzliche Arbeitsplätze in der Industrie entstehen.

Kommentar

Energiewende ade

Was für eine Entwicklung! Während unsere Klimakanzlerin erstmals von der „Energiewende“ träumte und die deutsche Öffentlichkeit Obama als Heilsbringer in Richtung einer grünen Zukunft verehrte, vollzog sich in den USA klammheimlich eine Revolution der ganz anderen Art. Die Nation setzt massenhaft auf Sonnenenergie – und zwar auf die, die vor Jahrmillionen von Pflanzen eingefangen und in Form von Öl und Gas im Gestein gespeichert wurde. Amerikaner kennen zwar das deutsche Wort „Kindergarten“, doch „Energiewende“ werden sie wohl nie lernen müssen. In der Europäischen Union wird das Thema zwar (noch) diskutiert, aber irgendwie stehen wir Deutschen angesichts der nackten Zahlen zur globalen Nutzung fossiler Energien inzwischen ziemlich alleine da. Im Sinne des nachhaltigen Wirtschaftens wäre die Energieerzeugung aus Wind und Sonne ja schon, aber mich beschleicht das dumpfe Gefühl, dass wir diesbezüglich vom Vorreiter zum Alleingänger werden. Der Wettbewerbsfähigkeit wird das kaum helfen…

Ihre Meinung? Schreiben Sie an armin.scheuermann@chemietechnik.de

Weiterführende Informationen und Links zum Thema:

IHS Global Insight-Studie über die Auswirkungen von Schiefergas auf den US-Arbeitsmarkt

Position des DOW-CEO zum Export von Schiefergas in Form von Flüssig LNG

A.T. Kearney-Studie zum internationalen und europäischen Gasmarkt

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