Schiefergas Wer profitiert vom Schiefergas-Boom in den USA?

Autor / Redakteur: Anke Geipel-Kern / Anke Geipel-Kern

Die amerikanischen Schiefergasvorkommen befeuern Szenarien, die bis vor kurzem undenkbar schienen. Ammoniakanlagen und Cracker sind im Bau, und das in einem Land, das sich langsam von der Chemie zu verabschieden schien. Momentan herrscht Goldgräberstimmung bei den großen Anlagenbauern – jeder will der erste sein.

Firmen zum Thema

(Bild: American Gas Association)

Euphorie hat seit kurzem einen Namen in den Vorstandsetagen deutscher Großanlagenbauer. Unkonventionelles Erdgas, Shale Gas oder auch Schiefergas – oder der „Schatz aus dem Schiefer“ wie „Bild der Wissenschaft“ im letzten Jahr titelte – entfacht bei gestandenen Vorständen einen kollektiven Begeisterungssturm. Das Wort vom Paradigmenwechsel macht bei Uhde und Linde die Runde.

Amerikanisches Erdgas ist momentan mit zwei bis drei Dollar für eine Million BTU (British Thermal Unit) konkurrenzlos billig und ermöglicht Investitionen z.B. in die tot geglaubte amerikanische Düngemittelindustrie. Aber auch die amerikanische Chemie wittert die Chance, endlich wieder zu ihrer früheren Größe aufzusteigen, und plant Crackerkapazitäten, die das Zeug haben, den Weltmarkt ordentlich aufzumischen und das chemische Gleichgewicht zu verschieben.

Bildergalerie
Bildergalerie mit 8 Bildern

Schiefergasrevolution in drei Wellen

Thyssen Krupp Uhde-Vorstand Dr. Michael Thiemann glaubt, dass die Schieferrevolution in drei Wellen kommen wird. Düngemittel seien ohne großen technischen Aufwand aus dem Schiefergas herzustellen und gehören ebenso wie Energieanlagen zur ersten Welle der Schiefergasexploration, und nur wer zu diesem Zeitpunkt Projekte gewinnt, könne auch die zweite und die dritte Welle mitnehmen und sich langfristig in den entstehenden Märkten etablieren, prognostiziert Thiemann.

Uhde und Linde haben sich bereits mit Aufträgen in Stellung gebracht, denn momentan sortiert sich der Markt in den USA komplett neu und öffnet der Riege der deutschen Großanlagenbauer Chancen, endlich eine Bresche in die Phalanx von Foster Wheeler, Technip und den anderen Amerikanern zu schlagen.

Beispielhaft dafür steht ein Auftrag, den Uhde im Oktober gewonnen hat und dem Anfang November ein zweiter folgte: Der Düngemittelherstellers CF Industries erweitert in Donaldson und in Port Neal mitten in der Kornkammer West Iowas seine Betriebe und stockt die Harnstoff-, Ammoniak-, UAN- und Salpetersäurekapazitäten auf. Beide Projekte haben einen Wert von 3,8 Milliarden US-Dollar und beeinhalten Basic und Detail Engineering, Einkauf, Lieferleistungen sowie Serviceleistungen während Bau und Inbetriebnahme. Zum Einsatz kommen im Übrigen Uhde-Verfahren.

Lesen Sie auf der nächsten Seite wer in den USA investiert ?

Dem Shale Gas-Boom geschuldet ist auch die im letzten Jahr zwischen Linde und Bechtle geschlossene Partnerschaft, mit der beide an den in den USA geplanten Petrochemieprojekten partizipieren wollen. Bislang profitiert hauptsächlich Lindes-LNG-Geschäft vom Shale Gas, denn hier kommt das Know-how des Konzerns bei der Förderung, Verflüssigung und Lagerung von Erdgas zum Tragen. Im Geschäftsbericht des ersten Quartals 2012 weist Lindechef Dr.-Ing. Aldo Belloni einen Auftrag zur Erschließung von Schiefergasvorkommen in Nordamerika aus, der 95 Millionen US-Dollar in die Kassen der Engineering Division spülte.

Doch das ist nur die Spitze des Eisbergs, insgesamt, so schätzt der Chemieverband American Chemistry Council laut einem Bericht der Wirtschaftwoche, hat der Schiefergas-Boom in der Petrochemie mittlerweile Investitionen im Gesamtvolumen von 25 Milliarden Dollar ausgelöst.

Ethancracker stehen hoch im Kurs

Getrieben sind diese Zahlenspiele durch die weltweite Ethylenproduktion von rund 160 Millionen Tonnen im Jahr 2012. Denn ohne Ethylen geht nichts in der Chemie und in der Kunststoffindustrie schon gar nicht: Verpackungen, Autositze, Kabelmäntel, Eimer und vieles mehr basieren auf der massenhaft produzierte Chemikalie. Der weltweite Bedarf wächst vor allem in den Emerging Markets ungebremst.

Und da die Rohstoffpreise zu 80 Prozent auf die Produktionskosten durchschlagen, ist leicht auszurechnen, dass selbst geringe Preisunterschiede große Wirkung entfalten. Und tatsächlich liegt die Preisdifferenz zwischen Rohöl und Ethan, die Chevron Phillips Chemical-Chef Peter L. Cella im letzten Jahr auf dem GPCA-Forum (Gulf Petrochemicals & Chemicals Association) in Dubai vorstellte, bei 40 zu 1.

Der Chemieriese steht stellvertretend für noch zehn andere Unternehmen, die laut Ratingagentur Fitch, Geld in die Hand nehmen, um Ethancracker zu bauen und damit die von Uhde-Chef Thieman vorhergesagte zweite Welle einläuten. Das Joint Venture zwischen Chevron und Conoco Phillips ist eigenen Angaben zufolge der weltweit zweitgrößte Hersteller von High-Density-Polyethylen (HDPE) und Alphaolefinen sowie der neuntgrößte Ethylenhersteller. Mit der Amerikanern eigenen Euphorie malte Vorstandsschef Cella in Dubai ein Szenario aus, das die anwesenden Ölscheichs nicht erfreut haben dürfte.

Er leitete nämlich seinen Vortrag, der sich mit der Entwicklung der Ethylenkapazitäten befasste, mit der Frage ein, wo denn die Crackerkapazitäten, die bis 2020 benötigt würden, entstünden, und welchen Rohstoff sie nutzen würden. Seine Prognose: In den USA würde sich bis 2016 das Ethylenangebot auf 12 000 MBB (Membrane Beta-Barrel) pro Tag verdoppeln, ausgehend von 600 MBB pro Tag im Jahr 2005, und Rohstoff sei nicht etwa Rohbenzin, sondern Ethan.

Auf der nächsten Seite erfahren Sie welche Ressourcen noch in Amerikas Boden schlummern?

Unbegrenzte Schiefergasreserven

Tatsächlich scheinen die Schiefergasreserven unbegrenzt, und die Ausbeutung der für die Ethylenproduzenten wirklich interessanten Felder beginnt gerade erst. Schiefergas ist nämlich noch lange nicht gleich Schiefergas. Experten unterscheiden zwischen trockenem und nassem Shale Gas. Trockenes Gas enthält fast reines Methan mit geringen Anteilen an längerkettigen Kohlenwasserstoffen.

Das Gas muss vor dem Gebrauch lediglich von Wasser befreit werden und kann dann ins Gasnetz oder in eine Ammoniakanlage eingespeist werden. Momentan beuten die Unternehmen trockene Schiefergasformationen aus, deren Namen auch in deutschsprachigen Wirtschaftesmedien genannt werden, wie Marcellus, Barnett oder Utica. Wirklich spannend, betont Chevron-Chef Cella in seinem Vortrag, seien aber die nassen Gasvorkommen, denn die enthalten neben Methan, LNG, Ethan und Rohöl, mithin also ausreichend Futter für die geplanten Gascracker.

Was bei all der Euphorie leicht untergeht, ist die Tatsache, dass der Rohstoffwandel von Rohbenzin oder Naphta zu Ethan für die amerikanische Wirtschaft auch Risiken birgt. Während der Steamcracker mit Naphta, Gasöl, Butan oder schweren Derivaten gefüttert werden kann, und dann C2-, C3-, C4-Schnitte und auch längerkettige Kohlenwasserstoffe bildet, schränkt der Ethancracker die Rohstoffflexibilität ein, denn das Hauptprodukt ist Ethylen.

Laut einer gerade erschienenen GBI Research-Studie kann dieser Rohstoff-Shift deshalb zu weitreichenden Konsequenzen z.B. für die Propylen- und Butadienherstellung führen, denn beides sind Koppelprodukte des Naphtacrackers. Schon jetzt müssen die USA 300 000 Tonnen Butadien einführen, sinkt die Produktion durch den Rohstoffwandel weiter, erhöhe das die Abhängigkeit von teuren Einfuhren, warnen die Analysten.

Ein prognostizierter Engpass in der Propylenproduktion lässt deshalb Verfahren interessant werden, die bisher nicht konkurrenzfähig waren, z.B. die direkte Dehydrierung von Propan zu Propylen. So hat Dow Chemical eine Lizenz für die „Oleflex“-Technologie der Honeywell-Tochter UOP erworben. Mit der Technik kann Propan aus den neu erschlossenen Shale Gas-Vorkommen an einem Platin-Katalysator zu Propylen dehydriert werden. Der Katalysator lässt sich laut Dow kontinuierlich regenerieren, was die Produktionskosten senken soll. Mit dem Verfahren will der Konzern ab 2015 pro Jahr 750 000 Tonnen Propylen für die Polymerproduktion am US-Standort Freeport in einer neuen World-Scale-Anlage herstellen.

Auf der nächsten Seite: Und wie reagiert die deutsche Chemiebranche?

In die amerikanische Begeisterung mischen sich jedoch auch mahnende Stimmen, und die gehören deutschen Chemievorständen. BASF, Bayer, Evonik und Co. befürchten ins Hintertreffen zu geraten, da das billige Erdgas den amerikanischen Markt überschwemmt, und Energie dort so günstig wie nie ist.

Schiefergas bedeutet Wettbewerbsnachteil für die deutsche Chemie

Eine dieser Stimmen gehört Dr. Thomas Haeberle, Mitglied des Evonik Industrie-Vorstandes. In seinem Eröffnungsvortrag anlässlich der Processnet- und Dechema-Jahrestagung der Biotechnologen dieses Jahres, verwies er auf einen klaren Wettbewerbsnachteil für die deutsche Chemie und prognostizierte: „Shale Gas wird die Chemieindustrie nachhaltig verändern.“

„Die USA haben ihre Fördermengen in den letzten fünf Jahren so drastisch hochgeschraubt, dass der Erdgaspreis dort in der Spitze um bis zu 80 Prozent gesunken ist. Wir müssen den Tatsachen ins Auge sehen: Derzeit bezahlen wir in Europa für Erdgas etwa vier- bis fünfmal so viel wie in den USA. Das bedeutet deshalb auch verschärfte Konkurrenz für die europäischen Standorte,“ präzisiert Dr. Harald Schwager, das für Energie und Petrochemie zuständige Vorstandsmitglied der BASF.

Wie alle europäischen Chemievorstände, die Produktionsstätten in Nordamerika betreiben, dürfte er die Entwicklung mit einem lachenden und einem weinenden Auge betrachten, denn von einem wirtschaftlichen Boom, und von dem gehen alle Prognosen derzeit aus, profitiert natürlich auch das Nordamerikageschäft der BASF. Zum Beispiel sei die Butandiol-Produktion am Verbundstandort in Geismar, Louisiana, dank des niedrigen Gaspreises derzeit sehr wettbewerbsfähig, freut sich Schwager.

Und der Konzern profitiert auch ganz direkt von der Schiefergasförderung, nämlich durch den Verkauf von Technologie zur Wasseraufbereitung und Fracking-Chemikalien. Performance Chemicals beispielsweise hat Ameisensäure im Portfolio, die dabei hilft den Gasdurchfluss im Schiefer zu verbessern. Wohl auch um den erwarteten Bedarf zu bedienen, hat die Konzernspitze jetzt in Luisiana den Bau einer Ameisensäureanlage angekündigt. Und den Cracker, den BASF gemeinsam mit Total am Standort Port Arthur in Texas betreibt, haben die Verfahrenstechniker so modifiziert, dass er mehr Gas als Rohstoff verarbeiten kann.

Warum ein Ende des Shale Gas-Booms noch lange nicht in Sicht ist, erfahren Sie auf der nächsten Seite.

Der Umbruch kam auf leisen Sohlen, denn jahrelang blickte die europäische Chemie besorgt in den Mittleren Osten. Dort entstehen riesige integrierte Chemiekomplexe, deren Betreiber – so die Befürchtung – bald im hartumkämpften Markt der Basischemikalien die Nase vorne hätten und die Wertschöpfungsketten bei Massekunststoffen wie Polyethylen oder Polypropylen dominieren würden.

Dass dieses Szenario wohl doch so bald nicht Wirklichkeit wird, verdankt Europa dem amerikanischen Expräsidenten Jimmy Carter. Der ließ nach dem Schock durch das Ölembargo 1973 das US Department of Energie antreten, und als die Experten das gashaltige Gestein untersucht hatten, stand fest, dass Nordamerika auf Ressourcen sitzt, die sich hinter denen des Mittleren Osten nicht zu verstecken brauchen.

Schiefergasproduktion mehr als versechsfacht

Einige Jahre dümpelte die Erschließung so vor sich hin, bis vor zehn Jahren John Mitchell von Mitchell Energie auf den entscheidenden Kniff kam, das hydraulische Frackingverfahren mit horizontalen Bohrungen zu koppeln. Dabei schraubt sich der Bohrer zuerst vertikal bis zur Gasschieferformation, um sich dann horizontal ein bis drei Kilometer weiterzuschieben. Dank dieser Beschleunigung brauchen die Bohrmannschaften heute nur noch 30 Tage, um einen Kilometer vorzustoßen, vor wenigen Jahren waren es noch drei Monate. Was das bedeutet, zeigt das Beispiel Devon Energy. 2002 hat das Energieunternehmen in der Barnett Formation 200 Millionen Kubikfuß Schiefergas pro Tag gefördert, durch die neue Technik konnte die Menge auf 1,3 Milliarden täglich gesteigert werden.

Basierend auf solchen Szenarien schätzt die amerikanische Energiebehörde EIA in einer Studie vom Januar 2012, dass sich die Produktion des Schiefergases bis zum Jahr 2035 mehr als verdoppeln wird, um dann knapp die Hälfte der Gasproduktion zu stellen. Ein Ende des Shale Gas-Booms scheint also noch lange nicht in Sicht.

* Die Autorin ist Leitende Redakteurin der PROCESS. E-Mail-Kontakt: anke.geipel-kern@vogel.de

(ID:35451640)