Australische Gasindustrie stellt Weichen für die Zukunft

• Zahlreiche neue Offshore-Felder sollen angezapft werden
• Onshore-Gasquellen ziehen Investitionen an
• Klimaschutzbemühungen werden verstärkt
• Regierung stellt Fördermittel bereit

Die australischen Gaskonzerne wollen unter anderem neue Gasfelder erschließen, um die langfristige Versorgung der gigantischen Flotte von Erdgasverflüssigungsanlagen und damit die weitere Produktion von Flüssiggas (Liquified Natural Gas, LNG) zu sichern. Ohne neue Erdgasquellen droht beispielsweise die Produktion der landesweit größten LNG-Anlage North West Shelf (NWS) bis 2027 um 40 Prozent zu sinken.

Mit 78 Millionen Tonnen war Australien 2020 der weltweit größte LNG-Exporteur. Mit einer installierten Produktionskapazität von 88 Millionen Tonnen pro Jahr übertreffen die Australier sogar Katar (77 Millionen Tonnen). Von den insgesamt zehn großen LNG-Anlagen Australiens werden sieben durch Offshore-Quellen gespeist. Drei Anlagen in Queensland werden hingegen durch inländisches Kohleflözgas versorgt.

Zahlreiche neue Offshore-Felder sollen angezapft werden

Der Gaskonzern Woodside arbeitet mit Hochdruck an der Erschließung des Offshore-Gasfelds Scarborough vor der australischen Westküste. Die finale Entscheidung für das 11 Milliarden US$ teure Vorhaben soll in der zweiten Jahreshälfte 2021 fallen. Die Jahresproduktion könnte 8 Millionen Tonnen betragen und soll vor allem der Versorgung eines neuen LNG-Produktionszuges ("Pluto Train 2") dienen, der in der Pluto-Anlage geplant ist. Ein Teil der dortigen Produktion soll an das deutsche Unternehmen Uniper geliefert werden. Anfang 2021 schlossen die Beteiligten einen Vertrag über bis zu 2 Millionen Tonnen pro Jahr. Im Februar 2021 kam es zu einem weiteren Vertrag mit RWE über die Abnahme von 0,8 Mio. Tonnen pro Jahr ab 2025.

Zu Verzögerungen kommt es bei dem weiter nördlich gelegenen Browse-Offshore-Projekt, das ebenfalls von Woodside betrieben wird. Infolge der Coronakrise soll es erst 2023 grünes Licht für das rund 21 Milliarden US$ teure Vorhaben geben. Das dort geförderte Gas soll dem langfristigen Weiterbetrieb der NWS-Anlage dienen. Für die dazu erforderliche Modernisierung der fünf LNG-Produktionszüge sind zusätzliche Kosten von 7 bis 8 Milliarden US$ veranschlagt.

Auch der zweite große Gaskonzern Australiens, Santos, plant Investitionen. Bereits in der ersten Jahreshälfte 2021 soll das Barossa-Projekt bestätigt werden. Das Budget wurde auf 3,6 Milliarden US$ reduziert. Die Offshore-Reserven werden für die Darwin LNG-Anlage gebraucht.

Onshore-Gasquellen ziehen Investitionen an

Daneben benötigen auch die drei aus Onshore-Feldern gespeisten LNG-Anlagen im östlichen Bundesstaat Queensland frische Quellen. Die Unternehmen Shell und Arrow Energy gaben 2020 den Startschuss für das Surat Gas Project (7 Milliarden US$). Das Vorhaben wird durch rund 2.500 Bohrlöcher große Kohleflözgasvorkommen mit einem Volumen von 90 Milliarden Kubikfuß erschließen. Das erste Gas soll ab 2023 fließen.

Vermehrt zieht es die Gasunternehmen in das Beetaloo Basin im Northern Territory. Dort werden aussichtsreiche Schiefergasvorkommen mit einem Volumen von rund 200.000 Petajoule vermutet. Die Regierung stellt über den Beetaloo Strategic Basin Plan finanzielle Zuschüsse für Explorationsunternehmen bereit. Die Unternehmen Origin Energy, Santos und Empire Energy betreiben bereits Bohraktivitäten. Das Gas aus dem Beetaloo Basin könnte sowohl die LNG-Exportterminals in Darwin und Gladstone als auch den lokalen Markt an der Ostküste versorgen.

Klimaschutzbemühungen werden verstärkt

Auch an anderer Front arbeitet die australische Gasindustrie daran, sich eine möglichst lange Zukunft zu sichern. So gibt es zahlreiche Initiativen zur Minderung des Ausstoßes von Kohlendioxid (CO₂). Das bei der LNG-Produktion freiwerdende CO₂ soll abgeschnitten und unterirdisch gespeichert werden (Carbon Capture and Storage, CCS).

Chevron betreibt in der Gorgon LNG-Anlage bereits das weltweit größte CCS-Projekt. Das Vorhaben hat bisher rund 2 Milliarden US$ gekostet und kann jährlich rund 4 Millionen Tonnen CO₂ im Meeresboden einlagern. Dadurch sollen die jährlichen Emissionen um etwa 40 Prozent reduziert werden. Allerdings hatte die Anlage anfänglich mit technischen Problemen zu kämpfen und ging 2019 mit dreijähriger Verspätung in Betrieb.

Santos will die Erdgasanlage in Moomba (Bundesstaat South Australia) mit CCS-Technik ausrüsten. Die anfängliche Kapazität soll bei 1,7 Millionen Tonnen CO₂ pro Jahr liegen. Allerdings verfügt der Standort über großes Ausbaupotential und könnte auf eine Speicherkapazität von bis zu 20 Millionen Tonnen pro Jahr erweitert werden.

Dadurch könnte sich Moomba zu einem CCS-Hub entwickeln, der auch von anderen Gasunternehmen genutzt wird. Der Standort liegt strategisch günstig im südaustralischen Cooper Basin, das ein wichtiges Produktionszentrum der australischen Gasindustrie ist. Die Initiative steht im Einklang mit dem Ziel von Santos, bis 2040 in Bezug auf die Nettoemissionen klimaneutral zu werden.

Auch bei anderen Gaskonzernen wird die CCS-Technologie zu einem Thema. So gibt es seitens Woodside Pläne, bei der Erschließung des Browse-Gasfeldes CCS zu nutzen. Die japanische Inpex startete Machbarkeitsstudien für CCS-Anwendungen in der Ichthys LNG-Anlage in Darwin.

Regierung stellt Fördermittel bereit

Auch bei der australischen Regierung stößt CCS auf großes Interesse und ist wichtiges Standbein der Technology Investment Roadmap, mit welcher Australien seine Klimaziele im Rahmen des Pariser Abkommens erreichen will. Mittels des mit 35 Millionen US$ ausgestatteten Carbon Capture Use and Storage Development Fund soll es eine direkte Förderung von neuen Vorhaben geben.

In Verbindung mit CCS dürfte auch aus Erdgas erzeugter Blauer Wasserstoff an Bedeutung gewinnen. Australien will sich zu einem weltweit führenden Exporteur entwickeln und  blauen und grünen Wasserstoff gleichermaßen fördern. Seitens Santos gibt es deshalb bereits Pläne, am Standort Moomba im Cooper Basin auch blauen Wasserstoff zu produzieren.