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Erdölaltverträge und Erdgasverträge im ehemaligen Fürstentum Schaumburg-Lippe

Bei den Erdölaltverträgen hat ein Grundeigentümer mit einem Erdölunternehmen einen Vertrag über die Aufsuchung und Förderung von bituminösen Stoffen geschlossen. Der Vertrag musste vor Inkrafttreten der Erdölverordnung 1934 abgeschlossen sein, der Bergbehörde dann fristgerecht angezeigt und von dieser bestätigt werden. Dann behielt der Grundeigentümer das Recht an diesem Bodenschatz und es ging nicht auf den Staat über. Es gelten hier besondere Förderzinsvereinbarungen. Grundlage ist die Erdölverordnung vom 13.12.1934. In den Akten dieser Verträge befinden sich Kartenunterlagen mit diversen Maßstäben. Das Verfügungsrecht über Erdöl, Erdgas sowie bituminösen Stoffen hat das Land Preußen 1934 den Grundeigentümer entzogen (grundeigener Bodenschatz). In Anbetracht der damals in Preußen bestehenden zahlreichen Verträge zwischen Grundeigentümer und Unternehmen über die Aufsuchung und Gewinnung dieser Mineralien, und da auch bereits Erdöl gefördert wurde, sah sich der Gesetzgeber genötigt, alle vor Inkrafttreten der Erdölverordnung abgeschlossenen Verträge unberührt zu lassen. Sie mussten zur Bestätigung bei der Bergbehörde angezeigt werden. Erdgasverträge gibt es nur im ehemaligen Fürstentum Schaumburg-Lippe. Die Aufsuchung von Erdöl, mit Ausnahme des Erdgases, wurde in Form eines Bergwerkseigentums 1929 verliehen. Sowohl in dem Berggesetz von 1906 als auch in dem Ergänzungsgesetz von 1956 ist das Erdgas nicht erwähnt worden. Wegen seines gasförmigen Aggregatzustandes kann das Erdgas nicht zu den im § 1 des Schaumburg-Lippeschen Berggesetz genannten Mineralien gerechnet werden. Da aber die dem Staat vorbehaltenen Mineralien aufgezählt worden sind, steht daher die Gewinnung von Erdgas weiterhin im ehemaligen Fürstentum Schaumburg-Lippe den Grundeigentümern zu. Verschiedene Grundeigentümer haben um 1955 mit Unternehmen Verträge zur Gewinnung von Erdgas abgeschlossen.

Geothermie

„Geothermie“ oder „Erdwärme“ ist die unterhalb der Oberfläche der festen Erde gespeicherte Energie in Form von Wärme und zählt zu den regenerativen Energien. Diese beruht im Wesentlichen auf der von der Sonne eingestrahlten Wärmeenergie und dem nach oben gerichteten, terrestrischen Wärmestrom. Die von der Sonne eingestrahlte und von der Erdoberfläche an die Atmosphäre wieder abgegebene Wärmeenergie beeinflusst hierbei maßgeblich die Temperaturen im oberflächennahen Bereich bis etwa 15 bis 20 Metern Tiefe. Hier finden jahreszeitlich bedingte Temperaturschwankungen statt. In größerer Tiefe ist nur noch der terrestrische Wärmestrom maßgebend. Ursache ist die bei der Erdentstehung freigewordene Energie und der Zerfall radioaktiver Isotope. Mit der Tiefe nehmen die Temperaturen hier um durchschnittlich etwa 3 °C pro 100 Meter Tiefe zu. Man spricht auch von der „geothermischen Tiefenstufe“ oder dem „geothermischen Gradienten“. In einer Tiefe von etwa 20 m ist eine unbeeinflusste Temperatur von ca. 9 °C zu erwarten, in 100 m 12 °C und in 1.000 m etwa 40 °C. Der Transport der Wärme erfolgt durch Wärmeleitung von Teilchen zu Teilchen (Konduktion), aber auch durch bewegte Teilchen, also durch Grundwasserfluss (Konvektion). Berlin hat sich vorgenommen, bis spätestens im Jahr 2045 klimaneutral zu werden. Um dies zu erreichen, gilt es, gerade auch die Wärmeversorgung in der Stadt auf erneuerbare Energiequellen umzustellen. Denn fast die Hälfte des gesamten Berliner Endenergiebedarfs entfällt auf die Raumwärme und Warmwasserversorgung von Gebäuden. Bereitgestellt wird diese Wärme derzeit noch zu mehr als 90 Prozent über fossile Energieträger, also Kohle, Erdgas und Öl. Dies muss sich schnellstmöglich ändern. Dabei kann die Tiefe Geothermie – die emissionsfreie Förderung und Nutzung heißen Wassers aus tiefen Bodenschichten – eine wichtige Rolle spielen. Das genaue Potenzial im Berliner Untergrund ist noch unklar und muss erst präzise erkundet werden. Doch schon jetzt schätzen Geologen auf Grundlage bisheriger Erkenntnisse, dass bis zu einem Fünftel der benötigten Wärme mit Hilfe Tiefer Geothermie zur Verfügung gestellt werden könnte, etwa in Nah- und Fernwärmenetzen, über die Berliner Haushalte versorgt werden. Die Technik dazu ist bewährt und wird deutschlandweit in Dutzenden von Anlagen erfolgreich angewandt. Bild: SenMVKU Tiefe Geothermie. Erdwärme für Berlin Tiefe Geothermie, also Wärme, die in den Tiefen der Erde verfügbar ist, soll ein essenzieller Teil der Berliner Wärmeversorgung werden. Wir haben die wichtigsten Details für Sie zusammengestellt. Weitere Informationen Um das geothermische Potenzial von Berlin zu ermitteln, wurde in den Jahren 2009 bis 2012 die „Potenzialstudie zur Nutzung der geothermischen Ressourcen des Landes Berlin“ aufgeteilt in drei Module erarbeitet. Die Ergebnisse zu Modul 1, Grundlagenermittlung , und zu Modul 2, Ermittlung des geothermischen Potenzials und dessen Darstellung, bildeten Grundlagen für die Darstellung der Potenzialkarten . Die Arbeiten zu Modul 3, Thermisch-hydraulische Modellierung, sind in der Zusammenfassung der Berichte (Modul 1 bis 3) enthalten, die nachfolgend als Download zur Verfügung steht. Im Jahr 2023 wurde eine aktualisierte Potenzialstudie zur Mitteltiefen Geothermie in Berlin erstellt, welche die Ergebnisse aus verschiedenen Forschungsprojekten der vorangegangenen 10 Jahren berücksichtigt. Aus dem Verbundprojekt „TUNB – Potenziale des unterirdischen Speicher- und Wirtschaftsraumes im Norddeutschen Becken“ ist ein dreidimensionales Modell des Norddeutschen Beckens verfügbar, welches für den Raum Berlin mittels zusätzlicher Daten aus 2D/3D-Seismik und Bohrungen verfeinert wurde. Anschließend erfolgte eine geothermische Parametrisierung der potenziellen Nutzhorizonte, wobei vor allem auf die Ergebnisse der Verbundprojekte Sandsteinfazies, GeoPoNDD und MesoTherm zurückgegriffen wurde. Die aktualisierte Potenzialstudie und die Daten des 3D-Untergrundmodells stehen nachfolgend als Download zur Verfügung. Die Studie untersucht die hydrochemischen Rahmenbedingungen für die Nutzung des Mittleren Buntsandsteins im Raum Berlin für die tiefe Geothermie. Im Fokus steht das Risiko von Salzausfällungen in hochsalinen Thermalwässern sowie deren Einfluss auf Betrieb und Wirtschaftlichkeit geothermischer Dubletten. Auf Basis einer umfassenden Datenrecherche und Modellbetrachtung werden Fluidzusammensetzungen, Mineralisationsgrade und mögliche Ausfällungsprozesse bewertet. Die Ergebnisse zeigen, dass insbesondere bei hohen Temperaturen, starker Abkühlung und bestimmten Betriebsbedingungen Risiken für Halit- und Sulfatausfällungen bestehen. Die Studie liefert damit wichtige Grundlagen für die Planung, Auslegung und sichere Nutzung geothermischer Anlagen in Berlin. Im Ballungsraum von Berlin ist die Temperatur des Untergrundes durch den Menschen tiefgreifend erwärmt. Der Anstieg der durchschnittlichen Oberflächentemperatur durch die globale Klimaerwärmung hat diesen Prozess zusätzlich noch verstärkt. Dies zeigen langjährige Temperaturmessungen in Grundwassermessstellen unter einer Tiefe von 20 m unter Gelände, unterhalb der jahreszeitliche Temperatureinflüsse durch die Sonne ausgeschlossen sind. In einigen Innenstadtgebieten sind Temperaturbeeinflussungen bis in über 80 m nachgewiesen. Die flächenhaft im Untergrund des Landes Berlin durchgeführten Temperaturmessungen zeigen deutlich, dass im zentralen Innenstadtbereich die Durchschnittstemperatur des Untergrundes und damit auch des Grundwassers zum Teil um mehr als 4 °C gegenüber den dünner besiedelten Randbereichen anthropogen bedingt erhöht ist. Die Temperaturmessungen belegen auch, dass sich dieser Temperaturanstieg zunehmend auch flächenhaft in größeren Tiefen bemerkbar macht. Dies zeigt die Karte für den Bezugshorizont 0 m NHN (Normalhöhennull), das entspricht je nach Lage im Stadtgebiet einer Tiefen von 35 bis 55 m Tiefe. Näheres zu dieser Thematik kann dem Umweltatlas Berlin und der Veröffentlichung zur Veränderung des Temperaturfeldes von Berlin ( BRB Henning & Limberg ) entnommen werden. Grundsätzlich ist die Art und Weise der Nutzung geothermischer Energie von der Temperatur des Vorkommens abhängig. Die oberflächennahe Erdwärme (z.B. bis 100 m) lässt sich derzeit wegen ihrer geringen Temperatur von 8 bis 12 °C nur in Verbindung mit einer Wärmepumpe nutzen, die die erforderliche Wärme für die Raumheizung und die Wassererwärmung erzeugt. Da mit zunehmender Tiefe die Temperatur des Untergrundes ansteigt, kann ab einer bestimmten Tiefe (ab etwa 1.000 m) die Untergrundwärme auch direkt (ohne Wärmepumpe) genutzt werden. Ist eine Stromerzeugung mit Dampfturbinen beabsichtigt, sind in der Regel Temperaturen von über 100 °C notwendig. Die dafür geeigneten Nutzungshorizonte liegen in unserer Region in der Regel drei bis fünf Kilometer unter der Erdoberfläche. In Berlin wird fast ausschließlich die oberflächennahe Geothermie genutzt, d. h. bis zu einer maximalen Tiefe von 100 m. Dafür steht ein ganzes Spektrum von technischen Möglichkeiten zur Verfügung. Alle diese Verfahren benötigen eine Wärmepumpe, die in der Lage ist, die relativ niedrige Temperatur des Untergrundes bzw. des Grundwassers in diesen Tiefen von 8– 2 °C mit Hilfe von elektrischer Energie auf ein für Heizzwecke geeignetes höheres Temperaturniveau zu bringen. Weitere Informationen zur Erdwärmenutzung Zur Erhöhung der Planungssicherheit dieser Erdwärmesondenanlagen werden im Umweltatlas Berlin Potenzialkarten zur spezifischen Wärmeleitfähigkeit und speziell für Einfamilienhäuser zur spezifischen Entzugsleistung dargestellt. Hierin sind die dafür maßgeblichen geologischen und hydrogeologischen Verhältnisse subsummiert. Da der Einbau von Erdwärmesondenanlagen in den Untergrund potenziell mit einem Risiko der Grundwassergefährdung verknüpft ist, werden zum Schutz des Grundwassers bei der Errichtung einer solchen Anlage hohe wasserrechtliche Anforderungen an das Bohrverfahren, die anschließende Bohrlochabdichtung, Drucktests, Dokumentation etc. gestellt. Neuere Forschungsergebnisse, Schadensfälle sowie die stark gestiegene Anzahl der Erdwärmesondenanlagen bestätigen diese Gefährdung immer wieder. Weitere Informationen zur Anzeigepflicht für Bohrungen Da Berlin sein Trinkwasser zu 100 % aus dem Grundwasser und fast ausschließlich aus dem eigenen Stadtgebiet bezieht, werden deshalb bei der Errichtung einer Erdwärmesondenanlage in dem dafür erforderlichen wasserbehördlichen Erlaubnisverfahren zum Schutz des Grundwassers besonders hohe Anforderungen gestellt. Näheres kann dem “Merkblatt für Erdwärmesonden und Erdwärmekollektoren mit einer Heizleistung bis 30 kW” entnommen werden. Pflichtenheft zur Methodik und Dokumentation thermohydrodynamischer Modellierungen im Rahmen des wasserrechtlichen Erlaubnisverfahrens zum Betrieb von Erdwärmesondenanlagen mit einer Heizleistung von >30 kW Kartenwerke zur Grundwassertemperatur Kartenwerke zum Geothermischen Potenzial Geothermisches Potenzial – Karten aktualisiert im Geoportal verfügbar Auf der Basis von ca. 14.950 Bohrungen der Bohrungs­datenbank der AG Landesgeologie der Senatsverwaltung für Mobilität, Verkehr, Klimaschutz und Umwelt wurden zwölf Karten neu berechnet. Die verfeinerten Planungshilfen für die Auslegung von Erdwärme­sonden­anlagen stehen für die Tiefenklassen 0–40 m, 0–60 m, 0–80 m und 0–100 m zur Verfügung. Weitere Informationen Karten im Umweltatlas Berlin

Erdöl- und Erdgaslagerstätten

Das Thema zeigt die Umrisse der Erdöl- und Erdgaslagerstätten entsprechend dem derzeitigen geologischen Kenntnisstand. Erdöl- bzw. Erdgaslagerstätten sind wirtschaftlich verwertbare, natürliche Akkumulationen von Erdöl bzw. Erdgas und ggf. weiteren Kohlenwasserstoffen in Speichergesteinen. Die im Datensatz dargestellten Umrisse der Erdöl- und Erdgaslagerstätten repräsentieren Grenzen, die vielfältiger Natur sein können: In einem einfachen Fall handelt es sich um die Grenzfläche zwischen der Öl- bzw. Gasakkumulation und dem umgebenden Randwasser (sog. Öl- bzw. Gas-Wasser-Kontakt). In anderen geologischen Situationen können die Grenzen insgesamt oder teilweise auch durch die sich räumlich ändernden Gesteinseigenschaften oder tektonische Strukturen, wie z. B. Verwerfungen oder Diskordanzen, gebildet werden. Weiterhin ist die geologische Struktur einer Lagerstätte aus verschiedenen Gründen nicht immer ausreichend bekannt, um ihre Grenzen zweifelsfrei und präzise festzulegen. In diesen Fällen wurden für den vorliegenden Datensatz die betroffenen Grenzen nach bestem Wissen abgeschätzt, indem z. B. bekannte Gas- oder Öl-Down-to(s) oder Abschätzungen der durch die Förderung dränierten Bereiche der Lagerstätten herangezogen worden sind. Die Grenzen der Lagerstätten unterliegen ferner einer zeitlichen Variabilität, die mit der Aufnahme der Förderung und der damit verbundenen Entnahme des Erdöls oder Erdgases einsetzt. Im vorliegenden Datensatz sind, bis auf wenige Ausnahmen, die initialen Umrisse der Lagerstätten, also die Umrisse, die zu Beginn der Förderung vorgefunden wurden, wiedergegeben. Neben geologischen Grenzen können im Datensatz auch Grenzen auftreten, die einen administrativen Hintergrund haben, z. B. um Lagerstättenbereiche unterschiedlicher Betreiberfirmen voneinander abzugrenzen. Die Grundlage für den Datensatz bilden geologische Strukturkarten von den Lagerstätten, die dem LBEG von den jeweiligen Betreiberfirmen im Rahmen ihrer Berichterstattung über ihre bergbaulichen Aktivitäten regelmäßig übermittelt werden. Der Maßstab dieser Strukturkarten richtet sich nach der Größe der jeweiligen Lagerstätte und liegt im Regelfall zwischen 1:10.000 und 1:50.000. Für Anwendungen in größeren Maßstäben ist der vorliegende Datensatz daher nicht geeignet. Da dem LBEG für einige wenige kleine, bereits aufgegebene Lagerstätten keine Strukturkarten vorliegen, wurden in diesen Fällen die Umrisse der Lagerstätte über einen Schlagkreis abgeschätzt, der um die entsprechende(n) Förderbohrung(en) gelegt wurde. Die kumulativen Produktionsdaten beziehen sich auf den Stichtag 31.12. des Vorjahres und werden jeweils im 3. oder 4. Kalendermonat eines Jahres aktualisiert. Werden die kumulativen Produktionsdaten zu Gesamtsummen für Bundesländer addiert, weichen die Summen geringfügig von den im Jahresbericht „Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland“ des LBEG veröffentlichten Summen ab, da im Jahresbericht zusätzlich Testfördermengen berücksichtigt werden, die aus einzelnen Bohrungen stammen und nicht zu einer Feldesentwicklung führten. Weiterhin wird im Jahresbericht die Produktionsmenge der länderübergreifenden Erdöllagerstätte Sinstorf nach einem bestimmten Verhältnis zwischen den Ländern Niedersachen und Hamburg aufgeteilt

Erdöl- und Erdgaslagerstätten (WMS Dienst)

Das Thema zeigt die Umrisse der Erdöl- und Erdgaslagerstätten entsprechend dem derzeitigen geologischen Kenntnisstand. Erdöl- bzw. Erdgaslagerstätten sind wirtschaftlich verwertbare, natürliche Akkumulationen von Erdöl bzw. Erdgas und ggf. weiteren Kohlenwasserstoffen in Speichergesteinen. Die im Datensatz dargestellten Umrisse der Erdöl- und Erdgaslagerstätten repräsentieren Grenzen, die vielfältiger Natur sein können: In einem einfachen Fall handelt es sich um die Grenzfläche zwischen der Öl- bzw. Gasakkumulation und dem umgebenden Randwasser (sog. Öl- bzw. Gas-Wasser-Kontakt). In anderen geologischen Situationen können die Grenzen insgesamt oder teilweise auch durch die sich räumlich ändernden Gesteinseigenschaften oder tektonische Strukturen, wie z. B. Verwerfungen oder Diskordanzen, gebildet werden. Weiterhin ist die geologische Struktur einer Lagerstätte aus verschiedenen Gründen nicht immer ausreichend bekannt, um ihre Grenzen zweifelsfrei und präzise festzulegen. In diesen Fällen wurden für den vorliegenden Datensatz die betroffenen Grenzen nach bestem Wissen abgeschätzt, indem z. B. bekannte Gas- oder Öl-Down-to(s) oder Abschätzungen der durch die Förderung dränierten Bereiche der Lagerstätten herangezogen worden sind. Die Grenzen der Lagerstätten unterliegen ferner einer zeitlichen Variabilität, die mit der Aufnahme der Förderung und der damit verbundenen Entnahme des Erdöls oder Erdgases einsetzt. Im vorliegenden Datensatz sind, bis auf wenige Ausnahmen, die initialen Umrisse der Lagerstätten, also die Umrisse, die zu Beginn der Förderung vorgefunden wurden, wiedergegeben. Neben geologischen Grenzen können im Datensatz auch Grenzen auftreten, die einen administrativen Hintergrund haben, z. B. um Lagerstättenbereiche unterschiedlicher Betreiberfirmen voneinander abzugrenzen. Die Grundlage für den Datensatz bilden geologische Strukturkarten von den Lagerstätten, die dem LBEG von den jeweiligen Betreiberfirmen im Rahmen ihrer Berichterstattung über ihre bergbaulichen Aktivitäten regelmäßig übermittelt werden. Der Maßstab dieser Strukturkarten richtet sich nach der Größe der jeweiligen Lagerstätte und liegt im Regelfall zwischen 1:10.000 und 1:50.000. Für Anwendungen in größeren Maßstäben ist der vorliegende Datensatz daher nicht geeignet. Da dem LBEG für einige wenige kleine, bereits aufgegebene Lagerstätten keine Strukturkarten vorliegen, wurden in diesen Fällen die Umrisse der Lagerstätte über einen Schlagkreis abgeschätzt, der um die entsprechende(n) Förderbohrung(en) gelegt wurde. Die kumulativen Produktionsdaten beziehen sich auf den Stichtag 31.12. des Vorjahres und werden jeweils im 3. oder 4. Kalendermonat eines Jahres aktualisiert. Werden die kumulativen Produktionsdaten zu Gesamtsummen für Bundesländer addiert, weichen die Summen geringfügig von den im Jahresbericht „Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland“ des LBEG veröffentlichten Summen ab, da im Jahresbericht zusätzlich Testfördermengen berücksichtigt werden, die aus einzelnen Bohrungen stammen und nicht zu einer Feldesentwicklung führten. Weiterhin wird im Jahresbericht die Produktionsmenge der länderübergreifenden Erdöllagerstätte Sinstorf nach einem bestimmten Verhältnis zwischen den Ländern Niedersachen und Hamburg aufgeteilt

Erdölaltverträge und Erdgasverträge im ehemaligen Fürstentum Schaumburg-Lippe (WMS Dienst)

Bei den Erdölaltverträgen hat ein Grundeigentümer mit einem Erdölunternehmen einen Vertrag über die Aufsuchung und Förderung von bituminösen Stoffen geschlossen. Der Vertrag musste vor Inkrafttreten der Erdölverordnung 1934 abgeschlossen sein, der Bergbehörde dann fristgerecht angezeigt und von dieser bestätigt werden. Dann behielt der Grundeigentümer das Recht an diesem Bodenschatz und es ging nicht auf den Staat über. Es gelten hier besondere Förderzinsvereinbarungen. Grundlage ist die Erdölverordnung vom 13.12.1934. In den Akten dieser Verträge befinden sich Kartenunterlagen mit diversen Maßstäben. Das Verfügungsrecht über Erdöl, Erdgas sowie bituminösen Stoffen hat das Land Preußen 1934 den Grundeigentümer entzogen (grundeigener Bodenschatz). In Anbetracht der damals in Preußen bestehenden zahlreichen Verträge zwischen Grundeigentümer und Unternehmen über die Aufsuchung und Gewinnung dieser Mineralien, und da auch bereits Erdöl gefördert wurde, sah sich der Gesetzgeber genötigt, alle vor Inkrafttreten der Erdölverordnung abgeschlossenen Verträge unberührt zu lassen. Sie mussten zur Bestätigung bei der Bergbehörde angezeigt werden. Erdgasverträge gibt es nur im ehemaligen Fürstentum Schaumburg-Lippe. Die Aufsuchung von Erdöl, mit Ausnahme des Erdgases, wurde in Form eines Bergwerkseigentums 1929 verliehen. Sowohl in dem Berggesetz von 1906 als auch in dem Ergänzungsgesetz von 1956 ist das Erdgas nicht erwähnt worden. Wegen seines gasförmigen Aggregatzustandes kann das Erdgas nicht zu den im § 1 des Schaumburg-Lippeschen Berggesetz genannten Mineralien gerechnet werden. Da aber die dem Staat vorbehaltenen Mineralien aufgezählt worden sind, steht daher die Gewinnung von Erdgas weiterhin im ehemaligen Fürstentum Schaumburg-Lippe den Grundeigentümern zu. Verschiedene Grundeigentümer haben um 1955 mit Unternehmen Verträge zur Gewinnung von Erdgas abgeschlossen.

Ökosystemantworten auf kontinuierliche Offshore Schallspektren

Sind permeable Sedimente in Küstengebieten Hotspots für die Bildung von nicht-flüchtigem gelöstem organischem Schwefel (DOS) im Meer?

Organische Schwefelkomponenten sind abundant in marinen Sedimenten. Diese Verbindungen werden v.a. durch die abiotische Reaktion anorganischer Schwefelverbindungen mit Biomolekülen gebildet. Wegen seiner Bedeutung für globale Stoffkreisläufe, für die Nutzung von Erdöllagerstätten und für die Erhaltung des Paleorecords, gibt es eine Vielzahl von Studien zum Thema. Sehr wenig Aufmerksamkeit wurde allerdings wasserlöslichen Komponenten geschenkt, die beim Prozess der Sulfurisierung entstehen und als gelöster organischer Schwefel (DOS) in die Meere gelangen können. Anhand der wenigen verfügbaren Informationen ist Schwefel vermutlich das dritthäufigste Heteroelement im gelösten organischen Material (DOM) der Meere, nach Sauerstoff und Stickstoff. Einige Schwefelverbindungen, insbesondere Thiole, sind für die Verbreitung von Schadstoffen aber auch essenzieller Spurenstoffe verantwortlich. Wichtige klimarelevante Schwefelverbindungen entstehen aus DOS. Daher spielt der marine DOS-Kreislauf eine Rolle für die Meere und Atmosphäre. Trotz seiner Bedeutung sind die Quellen marinen DOS, seine Umsetzung im Meer und Funktion für Meeresbewohner unbestimmt. Auch ist die molekulare Zusammensetzung von DOS unbekannt. In diesem Projekt werden wir Pionierarbeit in einem neuen Forschungsfeld der marinen Biogeochemie leisten. Wir wollen grundlegende Fragen bzgl. der Bildung und Verteilung von nicht-flüchtigem DOS im Meer beantworten. Unsere wichtigsten Hypothesen:* Bildung von DOS:(1) Sulfatreduzierende Sedimente sind wesentlich für die Bildung von DOS.(2) Reduzierte Schwefelverbindungen (v.a. Thiole) dominieren in Zonen der DOS-Entstehung.(3) DOS wird v.a. über abiotische Sulfurisierung in der Frühdiagenese gebildet.* Transport und Schicksal von DOS im Ozean:(4) DOS wird von sulfat-reduzierenden intertidalen Grundwässern an das Meer abgeben.(5) In der Wassersäule oxidiert DOS schnell (z.B. zu Sulfonsäuren).(6) DOS aus intertidalen Sedimenten ist in oxidierter Form auf den Kontintentalschelfen stabil.Neben dem wissenschaftlichen Ziel der Beantwortung dieser Hypothesen, wird das Projekt drei Promovierenden (eine in Deutschland und zwei in Brasilien) die außergewöhnliche Gelegenheit bieten, ihre Doktorarbeiten im Rahmen eines internationalen Projektes durchzuführen. Wir werden die Stärken beider Partner in Feld- und Laborstudien und Elementar-, Isotopen- und molekularen Analysen kombinieren. Wir werden unterschiedliche Regionen im deutschen Wattenmeer und in brasilianischen Mangroven (Rio de Janeiro and Amazonien) beproben, sowie die benachbarten Schelfmeere. Sulfurisierungsexperimente werden die Feldstudien ergänzen. Zur quantitativen Bestimmung und molekularen Charakterisierung von DOS werden wir neue Ansätze anwenden, die von den beiden Arbeitsgruppen entwickelt wurden. Dabei kommen u.a. ultrahochauflösende Massenspektrometrie (FT-ICR-MS), und andere massenspektrometrischen und chromatographischen Methoden zu Anwendung.

Schwerpunktprogramm (SPP) 527: Bereich Infrastruktur - International Ocean Discovery Program, Teilprojekt: Erforschung von mikrobieller Sulfatreduktion unter hoher Temperatur und Druck

Selbst in tiefen Sedimentschichten unter z.T. mehreren Kilometern mächtiger Sedimentbedeckung finden sich noch aktive Mikroorganismen. Mit zunehmender Tiefe steigt die Temperatur im Untergrund an und überschreitet irgendwann die Grenze bis zu welcher Leben möglich ist. Die bisher festgestellte Temperaturobergrenze von Leben auf der Erde wurden an Mikroorganismen von hydrothermalen Systemen, sogenannten Schwarzen Rauchern gemessen und liegt bei ca. 120 Grad C. In Sedimenten hingegen liegt die Grenze deutlich niedriger. Messdaten aus Ölfeldern deuten auf eine Grenze von ca. 80 Grad C hin. Diese Diskrepanz zwischen hydrothermalen und sedimentären Systemen wurde dadurch erklärt, dass die Mikroorganismen in Sedimenten nicht genügend Energie gewinnen können um die bei hohen Temperaturen verstärkt notwendigen Reparaturen ihrer Zellbestandteile wie DNA und Proteinen durchzuführen. Interessanterweise lässt sich metabolische Aktivität bei extrem hohen Temperaturen nur dann nachweisen, wenn die Experimente unter hohem Druck stattfinden. IODP Expedition 370 wurde spezifisch zur Klärung der Frage nach dem Temperaturlimit von Leben in sedimentären Systemen durchgeführt. Im Nankai Graben vor der Küste Japans herrscht ein recht hoher geothermischer Gradient von ca. 100 Grad C/km, d.h. das gesamte Temperaturspektrum in dem Leben möglich ist erstreckt sich über ein Tiefeninterval von etwas mehr als einem Kilometer. Durch modernste Bohr- und Labortechniken war es möglich, Proben von höchster Qualität zu gewinnen, welche garantiert frei von Kontamination sind. Die Expedition hat einen stark interdisziplinären Charakter, so dass eine Vielzahl von biologischen und chemischen Parameter gemessen wurde, welche eine detaillierte Charakterisierung des Sediments erlauben. Das beantragte Projekt ist ein wichtiger Teil der Expedition, da Sulfatreduktion der quantitativ wichtigste anaerobe Prozess für den Abbau von organischem Material im Meeresboden ist. Im Rahmen einer MSc Arbeit wurden bereits erste Messungen durchgeführt. Diese konnten zeigen das Sulfatreduktion über die gesamte Kernlänge messbar ist, wenn auch z.T. mit extrem geringen Raten. Im Rahmen des beantragten Projekts sollen weitere Messungen durchgeführt werden, unter anderem auch unter hohem Druck. Dazu soll ein Hochdruck Temperatur-Gradientenblock gebaut und betrieben werden. Neben Sedimenten von IODP Exp. 370 sollen weitere Experimente mit hydrothermal beeinflusstem Sediment aus dem Guaymas Becken durchgeführt werden. Ein Vergleich zwischen diesen beiden Sedimenten soll weitere Einblicke in einen der wichtigsten biologischen Prozesse im Meeresboden liefern und ein besseres Verständnis über die Grenzen von Leben im allgemeinen.

Entwicklung von Lehreinheiten für die Energiebildung

Forschungsschwerpunkt: - Entwicklung differenzierter Materialien und E-Learning-Konzeptionen zur Qualifizierung von Zielgruppen, die in energiebezogenen Bereichen tätig sind bzw. entsprechende Qualifikationen anstreben - systematische mediendidaktische Fortentwicklung bestehender Blended-Learning-Konzeptionen. Ziele: - Vermittlung grundlegende energiewirtschaftliche Zusammenhänge für Nicht-Ökonomen, die in der Energiebranche tätig sind bzw. entsprechende Qualifikationen anstreben - Ziel ist das Erlangen vertiefter Einsichten in die verschiedenen Facetten der Energieversorgung und -nutzung, um ein breiteres Verständnis für die vielschichtigen Aufgaben und Anforderungen an Unternehmen in der Branche. Beschreibung: - Im Rahmen der ersten Projektphase wurde ein internetgestützter Qualifizierungsbaustein 'Energy Economics' entwickelt und eine internetgestützte Lehreinheit konzipiert. Diese wurde im Wintersemester 2013/2014 im Studiengang 'Engineering Physics' erprobt und evaluiert. Das Feedback der Teilnehmer fiel sehr positiv aus. - In der zweiten Projektphase (2014) ein weiterer internetgestützter Qualifizierungsbaustein entwickelt, auf dessen Basis ebenfalls eine Veranstaltung konzipiert, durchgeführt und evaluiert wird. Im Mittelpunkt steht darin die Auseinandersetzung mit den erneuerbaren Energien, insbesondere im Hinblick auf ihren Einsatz in Entwicklungs- und Schwellenländern. Die Lehrveranstaltung wird ausschließlich onlinebasiert durchgeführt werden. Ergebnisse/Materialien: Qualifizierungsbaustein 'Energy Economics', der sich thematisch mit den Schwerpunkten - grundlegende Strukturen internationaler Energiemärkte (insb. Erdöl, Erdgas, Kohle), - Besonderheiten der Märkte für leitungsgebundene Energieversorgung, - Bedeutung energiepolitischer Rahmensetzung auf den Märkten sowie - Förderung erneuerbarer Energien und ihrer Wirkung auf Märkten auseinandersetzt.

Energieprobleme des 21. Jahrhunderts: Globale Erwärmung und knappe Ressourcen

In diesem Forschungsprojekt sollen zwei gegenläufige Aspekte der zukünftigen Entwicklungen auf den Energiemärkten untersucht werden: Energieknappheit momentan (Energiearmut charakteristisch für den Großteil der Weltbevölkerung) und vor allem in der Zukunft durch das einerseits rasante Bedarfswachstum (vor allem in China, Indien und anderen Schwellenländern) und andererseits der begrenzten Ressourcen an fossiler Energie. Globale Erwärmung und andere externe Effekte durch die Verwendung fossiler Energieträger. Daher sind aus umweltpolitischer Sicht eigentlich zu viele fossile Energieträger vorhanden. So unterschiedlich die beiden Probleme scheinen, deren Lösung ist durch einen gemeinsamen Nenner charakterisiert: ein relativ schneller Übergang zu alternativer und erneuerbarer Energie. In dieser Studie soll dieser Übergang aus unterschiedlichen Gesichtspunkten und auch mit interdisziplinären Ansätzen analysiert werden. Eine Fragestellung ist die; ob Preis- oder Mengeninstrumente (wie Zertifikate) geeigneter sind CO2-Emissionen zu reduzieren. Ein anderer Aspekt ist der der Gestaltung von Anreizen für die Bereitstellung von erneuerbarer Energie. Dabei sollen auch auf mögliche Skalenerträge berücksichtigt werden, wie sie auch im Vorschlag Desertic (Solarstrom aus der Sahara) implizit zum Ausdruck kommen. Dieses exemplarische Projekt unterstreicht auch noch andere wichtige Aspekte wie die einer geopolitischen Dimension und das Problem, dass sich Regierungen nicht binden können, die versprochenen Anreize zu streichen. Weitere Vorhaben sind die Analyse der Konkurrenz von Biotreibstoffen mit Lebensmitteln um landwirtschaftlich nutzbare Flächen und die strategische Wahl der russischen Erdölförderung (Angebotsdynamik, der russische 'Oil Peak, Konkurrenz mit Erdgas, Energieeffizienz und damit verbunden das Problem lokal niedriger Preise und der Übergang zu erneuerbarer Energie). Zur Analyse wird eine breite Palette von Methoden wie Gleichgewichtsmodelle, dynamische Optimierung und Spiele (deterministisch und stochastisch), Anreizmechanismen, Ansätze der Neuen Politischen Ökonomie, etc. zur Anwendung kommen.

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