Albertas Ölsand erwärmt sich

Für viele sind Bilder von Kanadas borealem Wald, der durch ausgedehnte Operationen, die das Land roden und die oberste Erdschicht abtragen, zerrissen wurden, geworden, um die Umweltübelkeit des Erdöls im 21. Jahrhundert zu symbolisieren. Die sogenannten Tagebaue, die steinharte Ablagerungen von Sand und Ton freilegen, die reich an dem schweren, klebrigen Gemisch von Kohlenwasserstoffen namens Bitumen sind, machen heute einen erheblichen Teil der kanadischen Ölexporte aus, einschließlich eines Großteils des Erdöls, das in die Vereinigten Staaten geht . Aber das Gesicht der Industrie, die Nordkanadas Ölsand ausbeutet, verändert sich – und wird möglicherweise noch beunruhigender.

Fahren Sie von Fort McMurray nach Süden oder Westen, der Boomtown von Alberta, in der sich viele der Tagebaue und Abraumhalden befinden, die die Ölindustrie der Provinz berüchtigt gemacht haben. Jack-Kiefer und Espe. Diese von Wald beringten Anlagen haben Schaufeln und riesige Lastwagen gegen einen Extraktionsprozess eingetauscht, der Hunderte von Metern in feste Bitumenbänder bohrt und mit riesigen Dampfmengen das teerige Erdöl an Ort und Stelle schmilzt. Verflüssigtes Bitumen tritt dann durch ein System von parallelen Rohren aus. Solche in-situ-Förderoperationen machen jetzt fast die Hälfte der aktuellen Produktion des Ölgeschäfts im Norden von Alberta aus, und diese Zahl wird nur noch steigen. Die 1,8 Billionen Barrel Bitumen in Alberta sind möglicherweise die weltweit größte einzelne Ansammlung von Kohlenwasserstoffen, aber vier Fünftel dieser Ressource liegen tiefer, als der Tagebau erreichen kann.



Ein Social-Media-Decoder

Diese Geschichte war Teil unserer November-Ausgabe 2011

  • Siehe den Rest der Ausgabe
  • Abonnieren

Die In-situ-Förderung ist teuer – im Durchschnitt ist sie nicht rentabel, wenn der Weltölpreis unter 60 USD pro Barrel liegt. Aber mit den heutigen Preisen, die konstant weit darüber liegen, boomt die Praxis. Die Ölsande werden in diesem Jahr nach Angaben der Canadian Association of Petroleum Producers, einer in Calgary ansässigen Gruppe, über 1,5 Millionen Barrel Öl pro Tag produzieren. Das macht mehr als die Hälfte des Öls aus, das Kanada in die Vereinigten Staaten leitet (Kanada ist die größte Importölquelle seines Nachbarn). Bis 2025 wird sich die Ölsandproduktion voraussichtlich auf 3,7 Millionen Barrel pro Tag mehr als verdoppeln, und der Vor-Ort-Betrieb wird fast zwei Drittel dieser Steigerung liefern.

Der Haken an der Sache ist, dass das Bohren zwar an der Oberfläche weniger schädlich für die Umwelt zu sein scheint als der Tagebau, die neuere Technologie jedoch in vielerlei Hinsicht weitaus schädlicher ist. Auch wenn die Bohrstellen die Landschaft nicht so verwüsten wie die Minen, verbrauchen sie viel Energie und produzieren dadurch viel Kohlendioxid. Die Verwendung von Dampf zum Ausspülen von Bitumen ist für 2,7 Prozent der gesamten Treibhausgasemissionen Kanadas oder schätzungsweise 19 Megatonnen Kohlendioxid im letzten Jahr verantwortlich – das entspricht den jährlichen Auspuffemissionen von 3,7 Millionen Autos. Es verursacht mehr als das Doppelte der Produktionsemissionen des konventionellen Ölsandabbaus. Unabhängige Experten sagen, dass das Bitumen, wenn es raffiniert und an Tankstellen in den Vereinigten Staaten geliefert wird, bereits zwei- bis dreimal so viel Treibhausgas pro Gallone Kraftstoff verursacht hat wie aus konventionellem Rohöl raffiniertes Benzin.

Am besorgniserregendsten ist, dass die Bohrarbeiten in den Ölsanden nur ein Beispiel für die zunehmende Produktion von unkonventionellem Öl sind, ehemals schwer zu erschließende Quellen, die jüngste technologische Fortschritte wirtschaftlich rentabel gemacht haben. Zu diesen Ressourcen allein in Amerika gehören riesige Mengen an bitumenähnlichem Öl in Venezuela, tiefe Unterwasserölreserven vor der Küste Brasiliens und dichtes Öl in Schiefervorkommen in den Vereinigten Staaten und Kanada. Die geologischen Ressourcen und Technologien, die zur Gewinnung von unkonventionellem Öl verwendet werden, sind sehr unterschiedlich, aber sie alle erfordern Extraktionsverfahren, die energieintensiv und umweltschädlich sind. Ölsande sind der Hauptgrund dafür, dass Kanadas jährliche Treibhausgasemissionen, die die Regierung versprochen hat, bis zum nächsten Jahr auf 558 Megatonnen zu senken, jetzt 710 Megatonnen überschreiten und bis 2020 voraussichtlich 785 Megatonnen erreichen werden.

Die Realität ist jedoch, dass die Welt schnell auf unkonventionelles Öl, einschließlich der Ölsande, angewiesen ist, da der weltweite Energiebedarf weiterhin schneller wächst als das Angebot. Und die kanadische Wirtschaft, insbesondere in Alberta, ist stark vom Wachstum der Ölsandindustrie abhängig geworden. Die Investitionen kanadischer Firmen und globaler Ölgiganten beliefen sich 2010 auf insgesamt 13 Milliarden US-Dollar und stiegen in diesem Jahr auf 16 Milliarden US-Dollar. Der Ölsand hat Alberta zum heißesten Ort in Kanada für Arbeitsplätze, Investitionen und Wachstum gemacht und dem Land geholfen, viele der wirtschaftlichen Probleme zu vermeiden, die die Vereinigten Staaten und einen Großteil Europas heimsuchen.

Die Ölsande bedeuten Hunderte von Millionen Dollar an Steuern und Abgaben sowie die Schaffung von Arbeitsplätzen von Neufundland bis Vancouver. So viele Neufundländer sind nach Alberta gekommen, um in Fort McMurray zu arbeiten, dass es die drittgrößte Stadt Neufundlands ist, sagt Murray Smith, ein ehemaliger Energieminister von Alberta. Dass Kanada diese Ressource weiter ausbeuten werde, sei selbstverständlich, sagt er: „Wir sind neben einem Kunden mit 250 Millionen Fahrzeugen, die jährlich drei Billionen Kilometer fahren. Sie können sicher sein, dass es Produkte zu verkaufen gibt, solange diese Nachfrage besteht. Wir werden den Ölsand produzieren.

Umfangreiche Ressourcen: Eine Luftaufnahme zeigt den Tagebau in der Nähe von Fort McMurray im Vordergrund, während im Hintergrund Raffinations- und Tailings-Teiche zu sehen sind, die an den Athabasca River angrenzen.

Zeitalter des Dampfes

Christina Lake, ein schnell expandierender In-situ-Extraktionsbetrieb 120 Kilometer südlich von Fort McMurray, ist wirklich abgelegen. Obwohl Kahlschlag, Erdgasförderung und Kiesgruben die Wälder zerstört haben, sind Maultierhirsche und Elche den Menschen immer noch zahlenmäßig überlegen. Christina Lakes nächster Nachbar ist der Weiler Conklin mit 300 Einwohnern und im Süden befindet sich die Cold Lake Military Air Range, ein riesiges Niemandsland, das für Luftkampfübungen und taktische Waffentests reserviert ist. Das Gefühl der Isolation verflüchtigt sich jedoch, da Tausende von Arbeitern am Christina Lake und an mehr als einem Dutzend anderer Standorte in Alberta Geräte im Wert von mehreren Milliarden Dollar installieren und betreiben.

WELCHES PEAKÖL?

Diagramme vergrößern

Ein Großteil des weltweiten Öls, einschließlich der riesigen Reserven an konventionellem Öl an Orten wie Saudi-Arabien und dem Golf von Mexiko, ist eine Mischung aus Kohlenwasserstoffen, die aus dem Boden sprudelt und bei Raumtemperatur leicht fließt. Die kanadischen Ölsande hingegen sind teerige Ablagerungen, in denen die Kohlenwasserstoffe Sand und Ton überziehen. Einmal aus dem Boden entfernt, hat das Öl die Viskosität von kalter Melasse. Seine Gewinnung muss im Wesentlichen die Naturkräfte umkehren, die das Bitumen vor Millionen von Jahren schufen, als der Aufstieg der Rocky Mountains schnell fließendes Leichtöl in angrenzende Schichten aus vergrabenem Sand drückte.

Seit fast einem Jahrhundert kämpfen Unternehmer darum, die erstarrten Ablagerungen vom Sand zu trennen und wieder in flüssige Kohlenwasserstoffe zu verwandeln. Die Minen von Fort McMurray wurden in den 1960er und frühen 1970er Jahren eröffnet und hinkten zusammen mit der staatlichen Unterstützung, bis die Ölpreise Ende der 1990er Jahre zu steigen begannen, was Investoren ermutigte. Albertas In-Situ-Standorte sind das Ergebnis eines von der Regierung finanzierten Forschungsprojekts, das 1974 ins Leben gerufen wurde, um die Ölsandindustrie über den Tagebau hinauszuheben. In den späten 1990er Jahren hatte sich das Provinzprojekt auf eine Technologie festgelegt: die dampfunterstützte Schwerkraftdrainage oder SAGD. Cenovus, das in Calgary ansässige Unternehmen, das Christina Lake betreibt, schuf 1999 den ersten kommerziellen SAGD-Standort und begann drei Jahre später mit Pilottests am Christina Lake.

Obwohl anspruchsvoller als der Tagebau, bei dem Bitumen in weniger als 75 Metern Tiefe einfach ausgehoben wird, nachdem die oberste Erdschicht entfernt wurde, ist SAGD immer noch eine weitgehend rohe Methode zum Aufsaugen tief vergrabener Bitumen. Am Christina Lake sinken Lochbrunnenpaare 375 Meter tief und erreichen eine 25 bis 30 Meter dicke Bitumenschicht. Dort verflachen sich die Bohrungen und verlaufen 800 Meter horizontal durch das untere Drittel der Lagerstätte, eine Bohrung fünf Meter über der anderen. Dampf wird bei 250 °C durch die oberen Brunnen gedrückt, um das Bitumen zu erhitzen und schließlich zu schmelzen, das von Sand, Ton und anderen Mineralien abfließt. Die unteren Produktionsbohrungen saugen dann eine Mischung aus Wasser und geschmolzenem Bitumen an die Oberfläche, wo das Wasser vom Bitumen getrennt und recycelt wird. Schließlich wird das Bitumen mit einem Kohlenwasserstoff-Verdünnungsmittel vermischt, um es dünn genug für Pipelines zu machen, bevor es an ein benachbartes Ölterminal übergeben wird und seine Reise zu Raffinerien in den Vereinigten Staaten beginnt.

Oberirdisch ist der Christina-See ein geschäftiges Treiben. Der Standort transportiert mehr als 16.000 Barrel Bitumen pro Tag. Im August schloss Cenovus eine Erweiterung ab, die ungefähr 900 Millionen US-Dollar in kanadischen Dollar kostete und die Kapazität auf 58.000 Barrel pro Tag erhöhte. Jetzt befindet sich der Standort mitten in zwei gleichwertigen Erweiterungen, wodurch die Mitarbeiterzahl auf fast 2.000 Menschen angewachsen ist, die sieben bis zehn Tage am Stück vor Ort arbeiten, essen und schlafen. Es wird noch viel weiteres Wachstum geben, sagt Drew Zieglgansberger, der für Christina Lake zuständige Senior Vice President. Zieglgansberger erwartet, dass der Standort bis 2019 über 250.000 Barrel Bitumen pro Tag produzieren wird – genug, um alle Autos in Illinois zu tanken. Er sagt, dass es dieses Tempo 30 Jahre lang aufrechterhalten sollte.

Der Standort selbst ähnelt eher einem mittelständischen Chemiewerk als einem Bergbaubetrieb. Darüber ragen fünf 32 Meter hohe Dampfgeneratoren empor; vier weitere sind im Bau. Diese Mammutöfen verbrennen Erdgas und sprengen 250 Millionen BTU Dampf pro Stunde. Alles in allem, sagt Zieglgansberger, hätten sie das Wärmeäquivalent von 50.000 Gartengrills. (Mit jeder Stunde Verbrennung und Wärme aus den Dampferzeugern von Christina Lake entstehen 75 Tonnen Kohlendioxid-Emissionen – etwa 45 Kilogramm Kohlendioxid pro Barrel Bitumen.)

Die schlechte Nachricht für Albertas Ölsandindustrie ist, dass Christina Lake heute ein Best-Case-Szenario für SAGD ist. Zieglgansberger braucht nur zwei Fässer Wasser zu dampfen, um ein Fass Bitumen zu produzieren, was es Albertas effizienteste Vor-Ort-Operation macht. Seine Konkurrenten (und die meisten zukünftigen SAGD-Betriebe) müssen auf dünnere Bitumenablagerungen abzielen, von denen einige mit Gestein und Wasser durchzogen sind, die injizierte Wärme ableiten. Infolgedessen benötigte das durchschnittliche Barrel Bitumen, das über SAGD im letzten Jahr produziert wurde, laut Albertas Energy Resource Conservation Board knapp drei Barrel Dampf. Aus diesem Grund verursacht der in-situ-Produktionsprozess in Alberta unter Berücksichtigung von Versand und Raffination weitaus mehr Treibhausgasemissionen als die Herstellung von Kraftstoff aus konventionellem Rohöl.

Diese Zahlen sind für John Nenniger, den Gründer und CEO von N-Solv, einem in Calgary ansässigen Startup, das Technologien zur Förderung von Ölsand erforscht, ein Skandal. Nenniger sagt, dass sich die Branche seit dem ersten SAGD-Feldpiloten Ende der 1980er Jahre kaum verbessert habe: Dieser allererste Test hatte ein Dampf-Öl-Verhältnis von 2,38. Seitdem haben sich die Dampf-Öl-Verhältnisse sogar verschlechtert. Es gab überhaupt keine Fortschritte.

Gasfresser: Massive Dampferzeuger am Christina Lake verbrennen aus Erdgas riesige Mengen Dampf, der in 375 Meter tiefe Brunnen gepresst wird, um das teerige Öl zu erhitzen und an die Oberfläche saugen zu lassen.

Rückzahlung?

Es ist nicht so, als ob es niemand versucht. Große Ölkonzerne, darunter Shell, Suncor Energy und die Exxon-Tochter Imperial Oil, sowie unternehmerische Start-ups wie N-Solv und Laricina testen eine wachsende Zahl von In-situ-Techniken im Feld. Einige pumpen Luft tief unter die Erde und entzünden etwas Bitumen in der Hoffnung, den Rest effizienter zu schmelzen. Andere sehen Potenzial in der Nutzung von Elektrizität zum Erhitzen von tief vergrabenem Bitumen.

Cenovus testet eine Methode, bei der eine Kombination aus Dampf und dem Lösungsmittel Butan verwendet wird, um das Bitumen aufzulockern. Pad A02 sieht am Christina Lake aus wie jedes andere, außer dass es nur ein Paar Brunnen hat, die von zusätzlicher Hardware unterstützt werden: drei 15 Meter lange Lagertanks für das Butan und Ausrüstung, um es mit dem 250 ° C heißen Dampf zu mischen, der hereinbrüllt per Rohr von den Dampferzeugern. Das Hinzufügen dieser Ausrüstung erhöht die Kosten für den Bau eines neuen Standorts um fast ein Drittel, aber es lohnt sich, sagt Harbir Chhina, Executive Vice President für Ölsande bei Cenovus. Chhina sagt, dass die Zugabe von Butan 10 bis 15 Prozent mehr Bitumen aus derselben Ressource liefert und dies ungefähr 30 Prozent schneller tut.

Die Auswirkungen dieser Verbesserung auf den Energieverbrauch, die Gewinne und die Treibhausgasverschmutzung sollen einen ersten kommerziellen Test in Narrows Lake durchführen, einem In-Situ-Projekt unmittelbar nordwestlich des Christina Lake, wo Cenovus hofft, 130.000 Barrel Bitumen pro Tag zu produzieren bis 2016. (Die Genehmigung für Narrows Lake wird bis zum nächsten Sommer erwartet; Alberta hat noch nie einen Antrag auf Ölsand abgelehnt.) Chhinas Vorhersage: Das Dampf-Öl-Verhältnis von Narrows Lake wird etwa 1,7 betragen, 15 Prozent niedriger als es ohne die Lösungsmittel. Er sagt, dass die Technologie die Treibhausgasemissionen an den meisten SAGD-Standorten um bis zu 30 Prozent senken könnte.

Währenddessen bereitet sich Nenniger auf Tests eines reinen Lösungsmittelprozesses vor, der in den 1970er Jahren von seinem Vater erfunden wurde, der Vizepräsident für Verfahrenstechnik bei Hatch, Kanadas zweitgrößtem Ingenieurbüro und Mehrheitsaktionär von N-Solv, war. Von einem provisorischen Arbeitsplatz in Hatchs Büros in Calgary aus plant Nenniger das Comeback der Technologie: Ein Pilottest im Wert von 60 Millionen US-Dollar wird am Suncor Energy-Standort Dover nordwestlich von Fort McMurray durchgeführt, dem gleichen Ort, an dem der SAGD-Prozess ursprünglich getestet wurde.

Nenniger schätzt, dass der Verzicht auf Dampf und die Senkung der Temperaturen 9 US-Dollar pro Barrel Bitumen einsparen werden. Darüber hinaus kann das Lösungsmittelverfahren Bitumen bester Qualität extrahieren, wodurch mehr der schwersten asphaltähnlichen Materialien im Boden verbleiben. Dadurch sollte das Bitumen von N-Solv leichter zu veredeln sein und den Produzenten zusätzliche 15 US-Dollar für jedes Barrel einbringen, das sie versenden. Nenniger prognostiziert auch, dass das Verfahren 80 bis 90 Prozent weniger Energie pro Barrel Bitumen verbraucht als SAGD und die CO2-Emissionen entsprechend reduziert werden.

N-Solv plant, diesen Winter in seiner Pilotanlage Beobachtungsbohrungen zu bohren, und im Sommer sollen Injektions- und Produktionsbohrungen folgen. Bereits im Herbst 2012 könnte warmes Lösungsmittel fließen und bis zum darauffolgenden Sommer Produktionsergebnisse liefern. Nenniger plant eine kommerzielle Anwendung in nur fünf Jahren. Der Beweis, dass wir im direkten Vergleich besser sind als SAGD, wird den gesamten Ölsandmarkt erschließen, sagt er.

Für Ölsand-Innovatoren stellt sich die Frage, ob sich das finanzielle Risiko der Entwicklung neuartiger In-situ-Technologien auszahlt. Cenovus braucht einen weltweiten Ölpreis von nur 45 bis 50 US-Dollar pro Barrel, um mit seinen Investitionen in Christina Lake Gewinne zu erzielen; Mit Preisen über 75 US-Dollar pro Barrel verdient es gutes Geld. In einer Ära von billigem Erdgas und teurem Öl werden Kanadas Bitumenproduzenten einen zusätzlichen Schub brauchen, bevor sie Milliarden von Dollar für Alternativen zum Bergbau und SAGD einsetzen. Nenniger glaubt, dass Entscheidungsträger in Unternehmen unter den gegenwärtigen wirtschaftlichen Bedingungen, in denen die Energiekosten niedrig und steuerlich absetzbar sind und die CO2-Emissionen kostenlos sind, wenig Anreiz haben, sich zu ändern. Sie haben ein System, das keinen Market-Pull erzeugt, sagt er.

Schnellere Extraktion: Eine experimentelle Version der in-situ-Extraktion fügt dem Dampf ein Lösungsmittel hinzu, um die Bitumenrückgewinnung schneller und effizienter zu machen.

Heather MacLean, Professorin für Ingenieurwissenschaften und öffentliche Politik an der University of Toronto, sagt: Es muss eine Art politischer Anstoß geben … um wirklich die effizienteste Produktion und Reduzierung von Treibhausgasen und anderen Umweltauswirkungen zu motivieren. Was nötig sei, sagt sie, sei ein Preis für CO2. Vor zwei Jahren führte Alberta eine CO2-Steuer von 15 Dollar pro Tonne ein, die jedoch nur einen Teil der Industrieemissionen abdeckt, und selbst Ölmanager lehnen ihre Auswirkungen auf Investitionen ab. Er liegt im zweistelligen Cent-Bereich pro Barrel, sagt Zieglgansberger.

Ein größeres Problem

In diesem Sommer machten führende Klimaaktivisten die Ölsande von Alberta mit zweiwöchigen Protesten vor dem Weißen Haus zu einem Begriff. Die Aktion zielte auf die geplante Keystone XL-Pipeline ab, die über eine 2.673 Kilometer lange 36-Zoll-Pipeline von Alberta nach Port Arthur, Texas, Raffinerien an der US-Golfküste eine halbe Million Barrel Erdöl pro Tag liefern würde. Mehr als 1.000 Demonstranten, darunter der NASA-Klimawissenschaftler James Hansen, wurden festgenommen. Präsident Obama soll in diesem Winter eine endgültige Entscheidung über die Pipeline treffen.

Ken Caldeira, einer von 20 führenden Klimawissenschaftlern, der dem Präsidenten einen offenen Brief gegen Keystone XL geschrieben hat, argumentiert, dass ein Stoppen die Kosten für die Vermarktung von Albertas Bitumen erhöhen und somit den Produzenten de facto ein CO2-Preissignal geben würde. Gemeinsam bieten wir der fossilen Brennstoffindustrie eine kostenlose Subvention an, indem wir ihnen erlauben, ihren Abfall in die Atmosphäre zu entsorgen, sagt Caldeira, Atmosphärenforscher an der Carnegie Institution of Washington in Stanford, Kalifornien. Wir sollten diese Subvention streichen.

Caldeira sagt, das ultimative Problem bei Ölsand-Investitionen sieht er darin, dass sie die Abhängigkeit vom Erdöl zu verstärken drohen, und die Erdölverbrennung in Fahrzeugen verursacht über ein Fünftel der weltweiten Kohlendioxidemissionen. Eine Verbesserung des Extraktionsverfahrens für Ölsande wird diese Abhängigkeit nur verstärken. Mit aktuellen Methoden, schätzt die Regierung von Alberta, können 169 Milliarden Barrel Bitumen im Ölsand wirtschaftlich gefördert werden – weniger als ein Zehntel der vergrabenen Ressource. Effizientere Technologien werden dazu führen, dass viel mehr Öl in den Autos und Lastwagen der Welt verbrannt wird. Wenn wir uns zu einem kohlenstoffarmen Energiesystem entwickeln wollen, sollten wir keine zusätzliche Infrastruktur für fossile Brennstoffe aufbauen, sagt Caldeira.

Das Stoppen der Keystone XL-Pipeline könnte jedoch unbeabsichtigte Folgen haben. Wenn Präsident Obama das Projekt blockiert, werden die Produzenten ihr Bitumen trotzdem verkaufen und es in Eisenbahntankern oder durch geplante Pipelines zu Kanadas pazifischen Häfen schicken. Unterdessen würde die verlangsamte Bitumenproduktion in Kanada wahrscheinlich Produzenten anderswo dazu veranlassen, die anhaltende Nachfrage nach Brennstoffen durch die Ausbeutung von Ressourcen wie Ölschiefer, schwer zu kontrollierenden Tiefseebohrungen oder sogar Kohle zu decken. Die Entmutigung der Ölsandproduktion wird den weltweiten Erdölfluss wahrscheinlich nicht stoppen, sagt Adam Brandt, Professor am Department of Energy Resources Engineering der Stanford University: Die Marktkräfte sind einfach überwältigend. MacLean stimmt zu. Länder, die heute große Mengen Öl importieren, werden damit morgen nicht aufhören, sagt sie. Sie werden in den nächsten zehn Jahren nicht alle auf Elektrofahrzeuge umsteigen. Eine Politik ohne weitere Infrastruktur für fossile Brennstoffe erscheint mir daher nicht wirklich realistisch.

Eine Reihe von Experten sagt, dass die Reduzierung der Gesamtölnachfrage letztendlich der einzige Weg ist, die Umweltauswirkungen der Ölsandindustrie Albertas zu verringern, und eine weithin respektierte Metaanalyse von Lebenszyklusstudien aus dem Jahr 2009 von MacLean und den anderen Lebenszyklusanalysten Alex Charpentier und Joule Bergerson von der University of Calgary scheinen sie zu unterstützen. Laut der Analyse verursacht eine Autofahrt von einem Kilometer 320 bis 350 Gramm Kohlendioxid-Belastung, wenn das Benzin aus in-situ-Anlagen gewonnen wird. Wenn das Benzin aus konventionellem Rohöl raffiniert wird, verursacht dieselbe Fahrt weniger Umweltverschmutzung – 250 bis 280 Gramm Kohlendioxid. Aber die Verbrennung des Erdöls selbst, unabhängig davon, wie der Kraftstoff hergestellt wurde, macht 212 dieser Gramm aus.

Unterm Strich, sagt Brandt: Wenn uns die Ölsande wirklich aufregen, müssen wir unsere Ölgewohnheiten ernst nehmen.

Peter Fairley ist ein freiberuflicher Autor mit Sitz in Victoria, British Columbia. Sein Feature Werden Elektrofahrzeuge endlich erfolgreich sein? erschienen in der Januar/Februar-Ausgabe von Technologieüberprüfung .

verbergen