Jahresbericht 2012zahlen und fakten

Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e.V.

Jahresbericht 2012zahlen und fakten

impressum

Herausgeber: WeG Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e. V. Berliner Allee 26, 30175 HannoverRedaktion: Dr. Hartmut Pick Miriam Strauch Ralf DreyerGestaltung: Jörg van Alen, DüsseldorfDruck: gutenberg beuys feindruckerei, HannoverStand: Juni 2013

Die Fotos wurden – sofern nicht anders angegeben – von den Mitgliedsunternehmen des WEG zur Verfügung gestellt.

3 Impressum

6 Vorstand und Geschäftsführung

8 Vorwort

10 Wirtschaftliches und politisches Umfeld12 Entwicklung des Ölmarktes12 Erdgasmarkt

12 Förderabgabe

14 L-Gas-Markt – der Markt für

deutsches Erdgas

14 Studien zu unkonventionellen

Erdgaslagerstätten

17 Neuer Rechtsrahmen für die

deutsche Erdgasproduktion

18 Energiesteuerliche Behandlung von

umweltgerechter Verwendung des

Erdölbegleitgases

20 Erdgas- und Erdölproduktion in Deutschland22 Erdgasproduktion

23 Erdgas – Reserven und Potenziale

24 Schwefelproduktion

24 Erdölproduktion

26 Erdöl – Reserven und Potenziale

26 Investitionen und Bohrtätigkeit

27 Mitarbeiter in der E&P-Industrie

28 Untertage-Erdgasspeicher30 Versorgungssicherheit durch Erdgasspeicher

30 Speichervolumen in Deutschland

32 Umweltschutz und Arbeitssicherheit34 Klimaschutz durch geringe Emissionen

35 Neue Schiffe für die Mittelplate

35 Ausbau des seismischen Überwachungs-

systems in Norddeutschland

37 Seismisches Monitoring im Erdölfeld

Römerberg/Speyer

38 Ausgezeichnete Arbeitssicherheit

40 Fokus Kunststoff-Feldleitungen

41 Sicherer Transport von Lagerstättenwasser

42 Auslandstätigkeit45 Europa

48 GUS

48 Afrika

49 Naher/Mittlerer Osten

49 Südamerika

50 Weltweite Aktivitäten der E&P-Industrie

51 Statistischer Teil

74 Mitglieder

InhaltsverzeIchnIs

WeG jahresbericht 2012 | inhaltsverzeichnis04

10Wirtschatliches und

politisches umfeld

20erdGas- und erdöl-produktion in deutschland

32umWeltschutz undarbeitssicherheit

28untertaGe-

erdGasspeicher

42auslandstätiGkeit

51statistischer teil

vorstand und GeschäftsführunGDr. Gernot Kalkoffen | Vorsitzender Vorsitzender des Vorstandes der ExxonMobil Central Europe Holding GmbH, HamburgSprecher der Geschäftsführung der ExxonMobil Production Deutschland GmbH, Hannover

Thomas Rappuhn | stellv. VorsitzenderVorsitzender des Vorstandes

der RWE Dea AG, Hamburg

Martin Bachmann | stellv. VorsitzenderMitglied des Vorstandes der Wintershall Holding GmbH,

Kassel

WeG jahresbericht 2012 | vorstand und GeschäftsführunG06

Joachim Büchner | Mitglied des VorstandesGeschäftsführer der ITAG Tiefbohr GmbH, Celle Josef Schmid | Hauptgeschäftsführer

Patrick Vannetzel | Mitglied des VorstandesVorsitzender der Geschäftsführung der GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH, Lingen (Ems)

mitGliedsunternehmen

Mitgliedsunternehmen werden von

Vorstand und Geschäftsführung betreut

Stand: 6/2013

90

07

vorwort

WeG jahresbericht 2012 | vorWort08

Energiethemen rücken immer mehr in den öffentlichen Fokus: Wird es uns in Deutschland gelingen, die Ener-giewende zu meistern und zugleich als Industrie- und Technologiestandort attraktiv zu bleiben? Welche Energie-träger brauchen wir, damit wir die CO2-Ziele erreichen? Wie stellen wir Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit von Energie sicher? Das alles sind Herausforderungen, die nach gemeinsamen Anstrengungen verlangen: Die In-dustrie muss sich den wandelnden Anforderungen stellen, die Politik muss effiziente und zielgerichtete Rahmenbe-dingungen schaffen, und gemeinsam müssen wir an der örtlichen Akzeptanz für Energieproduktion und Infrastruk-turprojekte arbeiten.

Die deutschen Erdöl- und Erdgasproduzenten leisten seit vielen Jahrzehnten einen wichtigen Beitrag für einen sta-bilen Energiemix in Deutschland. Gerade Erdgas gewinnt im Lichte der Energiewende immer weiter an Bedeutung, das gilt allen voran für Erdgas, das wir hier in Deutsch-land vor Ort haben. Heimische Ressourcen haben sowohl

wirtschaftlich als auch ökologisch die Nase vorn, und die deutsche E&P Industrie hat viel zu bieten: über 150 Jahre Erfahrung, bestens qualifizierte Fachkräfte, hochentwickel-te Technologie und das Selbstverständnis, sich immer weiterzuentwickeln – sei es bei der Verbesserung der Tech-nologie oder im Dialog mit den Menschen vor Ort.

Deutschland braucht Erdgas, Deutschland hat Erdgas – und die deutsche E&P Industrie steht bereit, ihren Teil zum Gelingen der Energiewende beizutragen.

Dr. Gernot Kalkoffen

Vorsitzender des Vorstandes des Wirtschafts-verbandes Erdöl- und Erdgasgewinnung e.V.

WeG jahresbericht 2012 | Wirtschaftliches und politisches umfeld10

veränderunG der rahmenbedInGunGen für erdöl und erdGas

das marktumfeld für die deutsche erdöl- und erdgasproduktion verändert sich rasant. die ener-giepreise in den usa und in europa koppeln sich immer weiter voneinander ab. Gleichzeitig ver-ändert sich in europa die wettbewerbssituation so-wohl auf den absatzmärkten als auch im bereich

der Produktion. Geplante änderungen von Geset-zen und verordnungen werden die bedingungen, unter denen in deutschland zukünftig erdöl und erdgas produziert werden können, gravierend ver-ändern.

rohölpreis erdGaspreis förderabGabe

pro Barrel betrug der Rohölpreis 2012 und war

im Jahresmittel gegenüber 2011 konstant

111 $weniger kostet Erdgas in den

USA im Vergleich zu Deutsch-

land

75 %Euro haben die Bundesländer 2012 an Förder-

abgaben für die Erdöl- und Erdgasproduktion in

Deutschland erhalten

900 mio.

die verantWortunGsvolle produktion in deutschland setzt internationale massstäbe

WeG jahresbericht 2012 | Wirtschaftliches und politisches umfeld12

Entwicklung des Ölmarktes

Weltweit ist Erdöl weiterhin der wichtigste Energieträger. 2012 ist die globale Nachfrage nach Öl erneut gestiegen. Mit einem Zuwachs von 1 Prozent hat sie den bisherigen Höchstwert aus dem Vorjahr nochmals überschritten. Die weltweite Erdölproduktion erreichte ebenfalls einen Höchstwert und lag oberhalb der Nachfrage.

Die Preisentwicklung war 2012 vergleichsweise stabil. Im Jahresmittel haben sich fast die gleichen Werte eingestellt wie im Vorjahr. So notierte die Sorte Brent im Jahresmittel 2012 wie schon 2011 bei 111 Dollar je Barrel. Im Euro-raum sind die Brent-Notierungen aufgrund der relativen Schwäche des Euro von 80 Euro je Barrel auf 86 Euro je Barrel im Jahresdurchschnitt angestiegen. Die Volatilität im Jahresverlauf war vergleichsweise moderat. Die Monats-durchschnitte schwankten um plus minus 10 Prozent um den Jahresmittelwert.

Erdgasmarkt

Wie schon in den Vorjahren waren die Erdgaspreise deut-lich niedriger als die Ölpreise. Umgerechnet in Barrel lag der Grenzübergangswert für Erdgas in Deutschland mit 48 Euro je Barrel Öläquivalent bei etwa der Hälfte der Öl-notierungen. Angeglichen haben sich in 2012 die Grenz-übergangswerte und die Spotmarktnotierungen für Erdgas. Während der Grenzübergangswert bei 2,93 ct/kWh gele-gen hat, waren die Spotmarktnotierungen mit 2,52 ct/kWh an der Leipziger Energiebörse EEX um 14 Prozent niedriger. Noch 2010 hatte der Abstand 40 Prozent betragen.

Förderabgabe

2012 haben die Bundesländer insgesamt fast 900 Milli-onen Euro an Förderabgabe erhalten, davon rund 700 Millionen Euro für die Erdgasproduktion. Das Förderab-gabeaufkommen lag damit etwas niedriger als im Vorjahr. Dies ist das Ergebnis der gegenläufigen Entwicklung aus niedrigerer Produktion und höheren Preisen.

ölpreisentWicklunG in europa und den usa

0

40

80

120

*2012**2011**2010**2009**2008**2007*

110,58

94,1

2007 2008 2009 2010 2011 2012

$/bbl –– Brent (Europa) –– WTI (USA)

kennzahlen

2012 2011 2010

erdgasförderung – Mrd. m3

Inland 10,8 11,9 12,7

Ausland 15,4 14,9 15,0

erdölförderung – Mio. t

Inland 2,6 2,7 2,5

Ausland 8,7 4,6 8,1

förderabgaben-/förderzins-

aufwand im inland – Mio. € 879,2 910,3 675,3

bohrleistung im inland – km 71,4 73,3 51,4

reserven im inland

Erdgas – Mrd. m3 116,0 125,0 136,7

Erdöl – Mio t 32,3 35,3 35,9

speichervolumina – Mrd. m3

Porenspeicher 10,8 10,4 12,1

Kavernenspeicher 12,1 10,0 9,2

mitarbeiter – Anzahl 9 883 9 010 8 930

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40

80

120

13

Mit Wirkung zum 1. Januar 2013 sind in drei Bundes-ländern (Niedersachsen, Schleswig-Holstein und Baden-Württemberg) Änderungen der jeweiligen Förderabgaben-verordnung in Kraft getreten.

Niedersachsen und Schleswig-Holstein haben als Bemes-sungsmaßstab für Erdgas den Grenzübergangswert einge-führt. Aus Sicht der Industrie wird dadurch der Spotmarkt nicht ausreichend im Bemessungsmaßstab abgebildet. Dabei haben die politisch gewollten Veränderungen der Erdgasmärkte auch einen Systemwechsel von ölpreisba-sierten Verträgen hin zu Spotmarktkonditionen bewirkt. In den Verkaufserlösen für in Deutschland produziertes Erd-gas sind immer größere Anteile zu Spotmarkt-Konditionen enthalten.

Niedersachsen hat zum 1. Januar 2013 die Förderab-gabesätze erhöht, und zwar auf 37 Prozent für Erdgas und 19 Prozent für Erdöl. Schleswig-Holstein hat den allgemei-nen Satz für Erdöl auf 21 Prozent erhöht, der jetzt für alle Erdölfelder gilt.

Obwohl es in Baden-Württemberg seit 1998 keine Erd-gasproduktion mehr gibt und eine Erdölproduktion im Bereich von nur 1 000 Tonnen pro Jahr als Begleitprodukt der Erdgasspeicherung anfällt, hat das Land eine Förde-rabgabe in Höhe von 18 Prozent auf Erdöl und 36 Prozent auf Erdgas eingeführt. Mit Blick auf die tatsächlichen Produktionszahlen stellt sich für den WEG die Frage nach dem Nutzen dieser Neuregelung.

Aus Sicht der E&P-Industrie müssen sich die verändernden Rahmenbedingungen generell auch in einer flexibleren Förderabgabepolitik widerspiegeln, um auch in Zukunft eine nennenswerte Erdöl- und Erdgasproduktion aus eige-nen Quellen zu ermöglichen. Damit kann die Förderab-gabenpolitik einen wichtigen Beitrag zur Stimulierung von Investitionen in bestehenden Feldern und für Exploration leisten und dadurch langfristige Vorteile für Deutschland und die Bundesländer sichern.

erdGaspreisentWicklunG in deutschland und den usa

0

1

2

3

4

5

*2012**2011**2010**2009**2008**2007*

2,93

0,63

2007 2008 2009 2010 2011 2012

ct/kWh –– Grenzübergangswert Deutschland –– Henry-Hub USA

enerGiepreisentWicklunGusa und europa

Die Energiemärkte in Europa und USA entwickeln sich seit einigen Jahren unterschiedlich. Während im Ölmarkt in früheren Jahren die amerikanische Sorte WTI immer leicht oberhalb der Werte für das Nordseeöl Brent notierte, liegen die Rohöl-preise in den USA seit 2011 niedriger als in Europa, inzwischen um 15 Prozent.

Am Erdgasmarkt lagen die Preise in den USA hi-storisch regelmäßig niedriger als in Deutschland, haben sich aber weitgehend parallel entwickelt. Dies ist seit 2010 nicht mehr der Fall. Während die Erdgaspreise in Europa/Deutschland seitdem um 40 Prozent angestiegen sind, sind sie in den USA seit 2010 um 35 Prozent gesunken und liegen 75 Prozent niedriger als in Deutschland.

Diese Entwicklung ist eine Folge der mit Hilfe der Frac-Technologie gesteigerten Eigenproduktion in den USA sowohl beim Erdgas als auch beim Erdöl.

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1

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4

5

WeG jahresbericht 2012 | Wirtschaftliches und politisches umfeld14

L-Gas-Markt – der Markt für deutsches Erdgas

Zur Vorbereitung der Datengrundlagen für den Netzent-wicklungsplan Gas, speziell den Bereich L-Gas, führen die deutschen Erdgasproduzten, die Netzbetreiber sowie die Speicherbetreiber – auch unter Beteiligung der Nieder-lande – einen strukturierten Dialog über die zukünftige Entwicklung des L-Gas-Marktes in Deutschland. Die dabei gewonnenen Erkenntnisse fließen jeweils in den Netzent-wicklungsplan ein.

Aufgrund des erwarteten weiteren Rückgangs der deut-schen Produktion in den kommenden Jahren sowie der bereits von den Niederlanden angekündigten Verringerung der Lieferungen nach Deutschland planen die Netzbe-treiber im vorgelegten Entwurf des Netzentwicklungs-plans 2013 Umstellungen von Markräumen von L-Gas auf H-Gas. Diese können große Auswirkungen auf die Erdgasproduktion in Deutschland haben. Die Planung der Umstellung sollte sich daher an den übergeordneten Zielen der jederzeitigen Sicherstellung der Erdgasversor-gung, der Vermeidung von (kostenintensiven) verfrühten Netzumstellung und der jederzeitigen Ableitbarkeit der Erdgasproduktion orientieren.

Hinsichtlich der für die L-Gas-Bilanz zugrunde gelegten Nachfrageerwartung sprechen sich die Erdgasproduzenten für realitätsbezogene Szenarien aus. Diese dürfen sich einerseits nicht an politisch motivierten Vorstellungen ori-entieren und andererseits auch nicht durch unrealistische Zuwachserwartungen für unnötigen Umstellungsdruck sor-gen. Pläne für Kraftwerksbauten sollten deshalb nicht dazu führen, dass Markträume mit Hauskunden umgestellt wer-den müssen. Stattdessen sollten neue Kraftwerksanschlüsse vorrangig an das H-Gas Netz vorgesehen werden.

Die in der L-Gas-Bilanz für den Netzentwicklungsplan berücksichtigte Speicherleistung beträgt aufgrund von An-nahmen über die Abtransportierbarkeit und über Speicher-kennlinien nur etwa ein Drittel der gesamten technischen Ausspeicherleistung der installierten L-Gas-Speicher. Insbesondere bei reduzierten Importkapazitäten können aus den deutschen Speichern zusätzliche Ausspeicherlei-

stungen verfügbar gemacht werden. Diese signifikanten Kapazitäten sollten bei der Planung der Umstellungen und dem Netzausbau angemessen berücksichtigt werden – ebenso wie die Möglichkeit, bestehende Speicher netzsei-tig anders anzuschließen.

Studien zu unkonventionellen Erdgaslagerstätten

Nachdem seit geraumer Zeit über Chancen und Risiken der Nutzung von Erdgaslagerstätten in Schiefergesteinen und Kohleflözen diskutiert wird, wurden 2012 in Deutsch-land einige Studien dazu veröffentlicht. Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) hat eine Poten-zialabschätzung vorgelegt. Diese bezieht sich auf Schiefer-gas und zeigt auf, dass in Deutschland mit einem technisch förderbaren Volumen an Erdgas in Schiefergesteinen gerechnet werden kann, das mehr als das Zehnfache der derzeit bekannten Reserven in Deutschland ausmacht.

Mit den möglichen Risiken der Erschließung dieser La-gerstätten, insbesondere mit Hilfe der Technologie des Hydraulic Fracturing haben sich drei Studien befasst. Die umfangreichste ist im Rahmen eines Informations- und Di-alogprozesses durch einen Neutralen Expertenkreis erstellt worden. Weitere Gutachten haben das Land Nordrhein-Westfalen sowie das Umweltbundesamt (UBA) in Auftrag gegeben. Zur weiteren Erkundung der Lagerstätten in Schiefergesteinen und Kohleflözen wird von allen Studien ein stufenweises, vorsichtiges Vorgehen empfohlen. Durch das weitere Vorantreiben der Erkundung der Lagerstätten sollen die in den Gutachten aufgezeigten offenen Fragen beantwortet werden.

Insbesondere die Gutachten für das UBA und das Land Nordrhein-Westfalen formulieren eine Reihe von noch zu schließenden Wissenslücken. Aus technischer Sicht sind aber der größte Teil der Forderungen entweder schon län-ger gängige Praxis oder werden in der aktuellen Rundver-fügung des Niedersächsischen Landesamtes für Bergbau Energie und Geologie (LBEG) zu Frac-Maßnahmen beschrieben.

verlässliche und bezahlbare enerGieversorGunG mit erdGas

und erdöl aus deutschland

neue laGerstätten: erdGas ist im Gestein Gebunden

WeG jahresbericht 2012 | Wirtschaftliches und politisches umfeld16

Seit über 150 Jahren wird in Deutschland Erdöl und Erdgas gefördert. In dieser Zeit sind eine Fülle an Erkennt-nissen angefallen, die auch bei den Bergämtern vorliegen: Daten aus 28 000 Bohrungen nach Kohlenwasserstoffen und 20 000 seismischen Untersuchungen. Das Know-how zum Umgang mit Technologie und auch zur Auswertung der vorhandenen Daten ist in der Industrie vorhanden. Ein großer Teil der Mitarbeiter der E&P-Industrie sind speziali-sierte Ingenieure für den tiefen Untergrund.

Die Gutachten unterscheiden grundsätzlich zwischen den Lagerstätten, für die in Deutschland jahrzehntelange Erfahrungen bestehen und den neu zu erforschenden Vorkommen in Schiefergesteinen und Kohleflözen und befassen sich prinzipiell nur mit diesen unkonventionellen Lagerstätten. Die in der Industrie und bei den Bergämtern vorhandenen Daten und Informationen beziehen sich im Wesentlichen auf den tiefen Untergrund im Bereich der konventionellen Lagerstätten, aber teilweise auch räumlich auf die Gebiete, in denen Schiefergas und Kohleflözgas erwartet wird. Die Unternehmen wollen mit umfang-reichen Explorationsaktivitäten weitere Daten gewinnen, um eine technische und wirtschaftliche Förderbarkeit der Vorkommen weiter zu erforschen. Insofern begrüßen die deutschen Erdgasproduzenten die Forderung der Gutach-ter, mit der Erhebung weiterer Daten und der Erforschung dieser Bereiche fortzufahren.

Die Erdgasproduzenten sprechen sich für eine sach-gerechte Berücksichtigung ihrer jahrzehntelangen Er-fahrungen mit der Frac-Technologie in konventionellen Lagerstätten in Deutschland aus.

Neue Anforderungen, die sich für neue Lagerstätten in Schiefergesteinen und Kohleflözen stellen, sollen darauf aufbauend gesondert betrachtet werden.

Die Websitewww.fracinfo.de

enthält Informationen über die seit 2010

in Deutschland durchgeführten

Frac-Maßnahmen.

bohrunGen

Tiefbohrungen in Deutschland

liefern eine gute Datenlage

28.000

Die 2012 in Deutsch-land veröffentlichten Studien bestätigen,

dass es keinen Anlass gibt, auf die

Frac-Technologie zu verzichten.

hydraulic fracturinG

Bei der Erschließung unterirdischer Erdgasla-gerstätten kommt in einigen Fällen Hydraulic Fracturing zur Anwendung – ein hochentwickeltes und bewährtes Verfahren, bei dem künstliche Fließwege für Erdgas in sehr dichten Gesteins-formationen geschaffen werden. Schon seit den 1960er Jahren ist die Technologie in Deutsch-land sicher und erfolgreich im Einsatz. Sie wurde hier seitdem mehr als 300 mal zur Stimulierung konventioneller Lagerstätten, etwa in der Förde-rung von Tight-Gas eingesetzt, ohne dass Mensch oder Umwelt dabei beeinträchtigt worden sind. Hydraulic Fracturing wird an Relevanz gewinnen. Schon heute geht rund ein Drittel der heimischen Erdgasproduktion auf das Verfahren zurück. Künf-tig kann damit auch der Zugang zu unkonventio-nellen Ressourcen in Kohleflözen und Schieferge-steinen gelingen.

Die Erdgasprodu-zenten sprechen sich für eine sachgerechte Berücksichtigungihrer jahrzehntelangen Erfahrungen mit derFrac-Technologiein Deutschland aus.

Neuer Rechtsrahmen für die deutsche Erdgasproduktion

Nach umfangreicher politischer und öffentlicher Diskussi-on haben das Bundeswirtschaftsministerium und das Bun-desumweltministerium Vorschläge für eine Änderung des Wasserhaushaltsgesetzes (WHG) sowie der Verordnung über Umweltverträglichkeitsprüfungen im Bergbau (UVP-V Bergbau) vorgelegt. Die Vorschläge zielen darauf ab, für die Anwendung der Frac-Technologie in Deutschland neue Regeln zu schaffen.

In der WHG-Novelle sollen Bohrungen mit hydraulischer Bohrlochbehandlung in Wasserschutz- und Heilquellen-schutzgebieten ebenso wie das Einpressen von dem bei Frac-Maßnahmen entstehenden Backflow in diesen Ge-bieten generell untersagt werden. Außerdem soll zukünf-tig eine wasserrechtliche Erlaubnis für jede Maßnahme erforderlich sein.

In der UVP-V Bergbau ist eine Umweltverträglichkeitsprü-fung für die Aufsuchung und Gewinnung durch hydrau-lischen Druck geplant. Das Einpressen von Flowback und Lagerstättenwasser soll dabei in die Umweltverträglich-keitsprüfung einbezogen werden.

Die deutsche E&P-Industrie steht Vorschlägen, die der wei-teren Rechtssicherheit dienen, aufgeschlossen gegenüber. Änderungen des Rechtsrahmens müssen daher zielgerich-tet sein und zur Verbesserung der Umweltverträglichkeit beitragen. Durch ihre jahrzehntelange Erfahrung ist die E&P-Industrie in der Lage, sicher und umweltschonend zu arbeiten. Diese Erfahrungen kann sie in die weiteren Diskussionen und Entwicklungen einbringen.

17

Energiesteuerliche Behandlung von umweltgerechter Verwendung des Erdölbegleitgases

Bei der Erdölförderung fallen auch Begleitgase an, die nicht immer für die Erdgasversorgung genutzt werden können. Diese Gase werden deshalb umweltgerecht in der Kohlenwasserstoffproduktion in eigenen oder auch in benachbarten fremden Betrieben für energetische Produk-tionsprozesse (z. B. Thermalanlagen) eingesetzt. Alterna-tiv müssten diese Erdölbegleitgase über Fackelanlagen verbrannt werden, mit entsprechenden negativen Umwelt-auswirkungen. Erdölbegleitgase können für die Produktion von Kohlenwasserstoffen im eigenen Betrieb energiesteu-erfrei eingesetzt werden. Dies galt bis jetzt nach deutschem Energiesteuerrecht auch für Mengen, die beispielsweise von einem benachbarten Betrieb fremdbezogen wurden. Dieser fremdbezogene Einsatz wird nun allerdings von der EU-Kommission unter beihilferechtlichen Gesichtspunkten geprüft. Nach Auffassung der E&P-Industrie darf der ener-getische Einsatz von Erdölbegleit- oder nicht spezifikations-gerechten Gasen, auch wenn sie fremdbezogen werden, nicht mit einer Energiesteuer belegt werden. Vielmehr sollte der Verzicht auf eine Verbrennung der Erdölbegleit-gase über Fackelanlagen positiv gewürdigt werden.

WeG jahresbericht 2012 | Wirtschaftliches und politisches umfeld18

WeG-publikationen

• Erdgas & Erdöl Entstehung • Suche • Förderung

• Hydraulic Fracturing – Prozess und Perspektiven in Deutschland

• Sicher und umweltschonend: Erschließung von Erdgaslagerstätten in Deutschland

• Chancen nutzen – Umwelt schützen (Thesen zur Erschließung von Erdgaslagerstät-

ten in Schiefergesteinen und Kohleflözen)

• 10 Argumente für die Erdöl- und Erdgasproduktion in Deutschland

• Seismik – Auf der Suche nach Erdgas

• Reserven und Ressourcen

• Die deutsche E&P-Industrie – weltweit aktiv

• The German E&P-Industry – worldwide activities

• Standpunkte Dr. Markus Kerber: Wachstum braucht Energie. Die deutsche

Industrie braucht auch Energie-Rohstoffe aus Deutschland

• Standpunkte Dr. Oliver Liersch: Erdöl und Erdgas – Wichtige Säule für das

Energieland Niedersachsen

erdöl und erdGas aus deutschland: enerGIeträGer mIt PotenzIal

deutschland braucht erdöl und erdgas. aktuelle energieszenarien prognostizieren, dass der en-ergiebedarf in den kommenden Jahren weiter steigen wird. die deutsche e&P-Industrie arbeitet daran, diesen bedarf mit zu decken. sie nutzt die chancen der heimischen ressourcen und leistet damit einen wichtigen beitrag zur versorgung deutschlands mit verlässlicher, umweltverträg-licher und zugleich bezahlbarer energie.

die deutsche e&P-Industrie hat auch 2012 dazu beigetragen, dass die wertschöpfung mit allen positiven auswirkungen auf energiepreise, ar-beitsplätze, steuereinnahmen und das technolo-gische know-how im land bleibt. mit ihrer exper-tise werden neue erdgas- und erdölpotenziale erschlossen und damit die sicherheit der deut-schen energieversorgung auch in den kommen-den Jahren gewährleistet.

erdGasförderunG

erdölförderunG

mitarbeiter

Kubikmeter Erdgas wurden 2012 in Deutsch-

land produziert

10,8 mrd.Tonnen Erdöl hat die deutsche E&P-Industrie

2012 im Land gefördert

2,6 mio.Beschäftigte waren im Jahr 2012 in der

Erdöl- und Erdgasgewinnung direkt tätig

9 883

WeG jahresbericht 2012 | erdGas- und erdölproduktion in deutschland 20

Bremen

Stuttgart

München

Saarbrücken

Düsseldorf

Hannover

Hamburg

Dresden

Magdeburg

Schwerin

Potsdam

Berlin

Weimar

Nordsee

Ostsee

Rostock

g

Lübeck

Leipzig Dortmund

Essen

Köln

Frankfurt

Würzburg

Bodensee

Isar

Inn

Rhein

Rhein Spree

ElbeEm

s

Donau

Main

Weser

Elbe

Neisse

Donau

Vltava

Meuse

Maas

Havel

Oder

Bonn

Frankreich

Schweiz

Österreich

Tschechische Republik

Niederlande

Belgien

Luxemburg

Wiesbaden

Mainz

Flensbur

Gasfeld Ölfeld Entfernung in km50 100 150 2000

Dänemark

Kiel

Polen

erdGas- und erdöllaGerstätten in deutschland

Erdgasproduktion

Im Jahr 2012 wurden annähernd 11 Milliarden Kubik-meter Erdgas in Deutschland produziert. Wie bereits in den vorherigen Jahren war die Erdgasförderung weiterhin rückläufig. Das hängt einerseits mit dem natürlichen, la-gerstättenbedingten Rückgang der Produktionskapazitäten in älteren Feldern zusammen. Dieser konnte dank hohen Investitionen, vier erfolgreichen Produktionsbohrungen und einer fündigen Explorationsbohrung teilweise ausge-glichen werden.

Dass die Rückgangsrate von 9 Prozent höher als im Vorjahr ausfiel, ist aber vor allem auf verzögerte Geneh-migungen für die Erschließung neuer Lagerstätten zu-rückzuführen. Zum ersten Mal seit Jahrzehnten sind 2012 in Deutschland keine Frac-Aktivitäten genehmigt und durchgeführt worden. In den Jahren davor waren es im Mittelwert etwa 20 pro Jahr.

Hinsichtlich der regionalen Verteilung der Erdgasförderung in Deutschland ist Niedersachsen weiterhin dominierend. Sein Anteil an der deutschen Erdgasförderung ist auf 96 Prozent gestiegen, Schleswig-Holstein hat als zweitgrößtes Erdgasproduktionsland mit 2 Prozent zur Förderung beige-tragen. Mehr als die Hälfte der deutschen Erdgasprodukti-on stammte aus der Förderregion „Weser-Ems“.

Die Erdgasförderung aus inländischen Quellen erfolgte 2012 aus 497 produzierenden Bohrungen. In der Ge-samtfördermenge von 10,8 Milliarden Kubikmeter waren rund 101 Millionen Kubikmeter Erdölgas enthalten, die als Nebenprodukt der Erdölgewinnung anfielen.

Mit der heimischen Erdgasproduktion, die vor allem im deutschen Markt verkauft wird, konnten 12 Prozent des inländischen Erdgasbedarfs gedeckt werden. Neben der heimischen Produktion erfolgte die diversifizierte Erd-gasversorgung Deutschlands 2012 im Wesentlichen aus Lieferquellen in Russland, Norwegen und in den Nieder-landen.

WeG jahresbericht 2012 | erdGas- und erdölproduktion in deutschland 22

entWicklunG der erdGasförderunG seit 1965

0

5

10

15

20

25

2012200520001995199019851980197519701965

2,8

14,0

21,3

10,8

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2012

Mrd. m³

versorGunG des deutschenerdGasmarktes 2012*

Norwegen 31 %

Niederlande 19 %

Deutschland 12 %

sonstige 4 %

Russland 34 %

Mrd. m³ *vorläufig, Quelle: Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle, WEG

verteilunG der deutschen erdGas-produktion nach bundesländern

Niedersachsen 96 %

Schleswig-Holstein 2 %

sonstige 2 %

0

5

10

15

20

92

Mrd. m³

10,8

23

Erdgas – Reserven und Potenziale

Deutschland hat zum Stichtag 31. Dezember 2012 über 116 Milliarden Kubikmeter Erdgasreserven verfügt, die als sicher oder wahrscheinlich förderbar gelten. Im Vergleich zum Vorjahr ist dies ein Rückgang von 9 Milliarden Kubik-metern. Dieser fiel durch die Erschließung neuer Reserven jedoch geringer aus als die Entnahme durch die laufende Förderung (10,8 Milliarden Kubikmeter).

Rein rechnerisch betrachtet würden die derzeitigen Re-serven von 116 Milliarden Kubikmeter ausreichen, die Erdgasförderung für die kommenden elf Jahre auf dem aktuellen Niveau zu halten. Tatsächlich machen diese Re-serven aber nur einen geringen Teil des insgesamt vorhan-denen Potenzials aus.

Es kommen Ressourcen dazu, die momentan noch nicht wirtschaftlich förderbar oder geologisch noch nicht exakt erfasst sind. Dazu gehören sowohl konventionelle Erdgas-vorkommen als auch die erheblichen Potenziale in neuen, unkonventionellen Lagerstätten. Die Erdgasmengen in diesen Gesteinsformationen beziffert die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) allein für die Vor-kommen in konventionellen Lagerstätten, wozu auch die Lagerstätten im dichten Sandstein (Tight Gas-Lagerstätten) zählen, auf ca. 150 Milliarden Kubikmeter.

Hinzu kommen die nutzbaren Vorkommen in Kohle-flöz- und Schiefer-Formationen, die heute dank hochent-wickelter Technologien erschlossen werden können. In Kohleflözen gelten 450 Milliarden Kubikmeter Erdgas als technisch förderbar; im Schiefergestein werden bis zu 2,3 Billionen Kubikmeter gewinnbares Erdgas erwartet – eine Größenordnung, die über viele Jahrzehnte hinweg einen entscheidenden Beitrag zur deutschen Erdgasversorgung leisten kann.

Zwar steht die Erkundung der unkonventionellen Quel-len in Deutschland noch relativ am Anfang und es wird voraussichtlich noch einige Jahre dauern, bis das tatsäch-liche wirtschaftliche Potenzial der Lagerstätten eingeschätzt werden kann. Fest steht jedoch, dass das enorme Potenzial

Erdgasverbrauch in Deutschland 2012

92

Erdgasproduktion in Deutschland 2012

11

Sichere, wahrscheinliche Reserven

116

Potenziale in konventionellen Lagerstätten

150

Potenziale in Kohleflözlagerstätten

450

Potenziale in Schiefergaslagerstätten

700-2 300

erdGas – reserven und potenziale

Mrd. m³ Quelle: BGR, AG Energiebilanzen, WEG

WeG jahresbericht 2012 | erdGas- und erdölproduktion in deutschland 24

zu einer stabilen und unabhängigeren Energieversorgung in Deutschland beitragen kann.

Schwefelproduktion Das in Deutschland häufig vorkommende schwefelwasser-stoffhaltige Sauergas wird in Erdgasaufbereitungsanlagen gereinigt. Dabei wird der Schwefelwasserstoff ausge-waschen und in elementaren Schwefel umgewandelt. Größtenteils wird dieser exportiert, zum Teil aber auch in Deutschland weiterverarbeitet, beispielsweise für Dünge-mittel. 2012 betrug die Schwefelproduktion aus Erdgas 0,8 Millionen Tonnen; sie lag damit 9 Prozent niedriger als im Vorjahr.

Erdölproduktion

In Deutschland wurden 2012 insgesamt 2,6 Millionen Tonnen Erdöl gefördert. Die Produktion wurde damit im Vergleich zum Vorjahr auf annähernd stabilem Niveau gehalten. Das ist auf hohe Investitionen in die Feldesent-wicklung mit vielen erfolgreichen Bohrungen zurückzufüh-ren. Durch sie ist es gelungen, die Nutzungsdauer beste-hender Felder zu verlängern und damit die Produktion zu stabilisieren. Die Erdölförderung erfolgte 2012 aus 1 080 produzierenden Bohrungen.

Schleswig-Holstein konnte mit 53 Prozent den größten Beitrag zur deutschen Erdölförderung leisten. Dort befin-det sich das derzeit größte und bedeutendste Erdölfeld Deutschlands. Im Wattenmeer, etwa acht Kilometer vor der schleswig-holsteinischen Westküste, wird seit 1987 Erdöl auf der Bohr- und Förderinsel Mittelplate produziert. Auf Schleswig-Holstein folgt Niedersachsen mit 36 Prozent der inländischen Ölproduktion. In Rheinland-Pfalz hat die weitere Erschließung des Feldes Römerberg einen För-derzuwachs von 25 Prozent bewirkt. Mittlerweile kommen mehr als 8 Prozent des deutschen Erdöls aus Quellen in Rheinland-Pfalz.

die zehn produktionsstärkstenerdGasfelder 2012

Quelle: WEG

Völkersen Z1 938 810 148 m³

Goldenstedt-Oythe 818 648 211 m³

Söhlingen Pool 2006 628 186 703 m³

Hemsbünde Pool B 601 959 853 m³

Siedenburg 574 220 946 m³

Bötersen Pool A 572 954 388 m³

Goldenstedt Z 509 362 252 m³

Visbek 481 553 914 m³

Hemmelte Z 377 706 413 m³

Hengstlage 297 404 531 m³

–– Reichweite Erdgasreserven in Jahren–– Reichweite Erdölreserven in Jahren

statistische reichWeite der deutschen erdöl- und erdGasreserven

*2012**2011**2010**2009**2008**2007**2006**2005**2004**2003**2002**2001**2000*

12,0

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012

11,0

0

5

10

15

20

die deutsche e&p-industrie steht für WertschöpfunG und sichere enerGieversorGunG

Erdöl – Reserven und Potenziale

Die sicheren und wahrscheinlichen Erdölreserven lagen zum Stichtag 31. Dezember 2012 bei 32,3 Millionen Ton-nen. Zwar sind das insgesamt 3 Millionen Tonnen weniger als vor Jahresfrist, doch der Rückgang der sicheren Re-serven war geringer als die Entnahme aus der laufenden Förderung. Unter dem Strich wurden beim Erdöl also 0,5 Millionen Tonnen sichere Reserven hinzugewonnen. Die statistische Reichweite der deutschen Erdölreserven beträgt bei Zugrundelegung der Förderung des Jahres 2012 mehr als 12 Jahre.

Auch wenn die Erdölreserven etwas geringer als im Vorjahr geschätzt wurden, gibt es auch bei Erdöl in Deutschland noch Potenziale. So werden beispielsweise in den Küsten-gewässern der Nordsee Erdölvorkommen in einer Grö-ßenordnung von 20 Millionen Tonnen erwartet. Das hohe technische Know-how der E&P-Industrie wird es ermögli-chen, diese Lagerstätten in Zukunft zu erschließen.

Investitionen und Bohrtätigkeit

Die Investitionen der Erdöl- und Erdgasproduzenten in Deutschland sind 2012 erneut gestiegen. Mit über 430 Millionen Euro lagen sie oberhalb des langjäh-rigen Durchschnitts. Von insgesamt 36 abgeschlossenen Bohrungen im Jahr 2012 waren 26 fündig. Auffällig war die überdurchschnittlich hohe Zahl erfolgreicher Ölboh-rungen. Die Anzahl der Gasbohrungen war dagegen deutlich rückläufig. Aufgrund der seit Mitte 2011 an-dauernden öffentlichen und politischen Debatte über die Anwendung von Hydraulic Fracturing in Deutschland sind Investitionen in die Exploration unkonventioneller Lager-stätten weiterhin auf Eis gelegt. Bei weiterer Verzögerung der Erschließungsaktivitäten in diesem Bereich wäre einem Rückgang der Erdgasproduktion in Deutschland kaum entgegenzuwirken.

Die Bohrleistung im Jahr 2012 betrug 71 km. Die Er-folgsquote der Bohrungen lag bei 72 Prozent – ein im langjährigen Vergleich guter Wert, der gegenüber dem

WeG jahresbericht 2012 | erdGas- und erdölproduktion in deutschland 26

entWicklunG der erdölförderunG seit 1965

2

4

6

8

10

7,9

2,6

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2012

Mio. t

erdölreserven

Tonnen betragen die sicheren und wahrschein-

lichen Erdölreserven in Deutschland

32,3 mio.

verteilunG der deutschen erdöl-produktion nach bundesländern

sonstige 3 %

Rheinland-Pfalz 8 %

Niedersachsen 35 %

Bayern 1 %

Schleswig-Holstein 53 %

2

4

6

8

2,6

Mio. t

Vorjahr leicht gesunken ist. Während des gesamten Jahres waren deutschlandweit gleichzeitig bis zu 10 Bohranlagen mit Bohrungen auf Erdöl und Erdgas im Einsatz. In allen Bohrprojekten zusammen wurde an mehr als 1 394 Tagen gebohrt.

Mitarbeiter in der E&P-Industrie

Das hohe Aktivitätsniveau bei den Erdöl- und Erdgaspro-duzenten wie auch in der Service-Industrie hat sich erneut positiv auf die Zahl der Arbeitsplätze in den WEG-Mit-gliedsunternehmen ausgewirkt. Im Laufe des Jahres 2012 ist die Beschäftigung auf insgesamt 9 883 im Jahresdurch-schnitt angestiegen. Zum Jahresende betrug die Mitarbei-terzahl 9 872.

Die Anzahl der Mitarbeiter in den WEG-Mitgliedsun-ternehmen repräsentiert aber nur einen Teil der in der deutschen Erdöl- und Erdgasproduktion tätigen Personen. Die tatsächliche Zahl, die auch die Beschäftigung aus den Zuliefer- und Dienstleistungsbereichen einschließt, beträgt nach Schätzungen des WEG etwa das Dreifache.

WEG Mitglieder beschäftigten Ende 2012 insgesamt 465 Auszubildende in technischen und kaufmännischen Beru-fen. Die Zahl der Ausbildungsplätze in der E&P-Industrie ist damit gegenüber 2011 ebenfalls gestiegen und liegt bei 4,7 Prozent der Gesamtbelegschaft. Die Mitarbeiter der deutschen E&P-Unternehmen haben auch 2012 die Chance genutzt, sich im Rahmen von Auslandseinsätzen zu qualifizieren. Ende des Jahres waren 308 Mitarbeiter im Ausland tätig. Das sind 3 Prozent der Gesamtbelegschaft.

Die deutschen Erdöl- und Erdgasproduzenten sind über-wiegend in strukturschwachen Regionen in Norddeutsch-land tätig. Für viele Kommunen sind die Erdöl- und Erdgasproduzenten wichtige Arbeitgeber und Steuerzahler. Auch durch die Beschäftigung von örtlichen Handwerkern und Dienstleistern tragen sie wesentlich zur wirtschaftlichen Entwicklung in diesen Regionen bei.

27

die zehn produktionsstärkstenerdölfelder 2012

Quelle: WEG

Mittelplate 954 056 t

Dieksand 427 884 t

Rühlermoor-Valendis 198 936 t

Römerberg 181 940 t

Emlichheim 164 453 t

Georgsdorf 107 100 t

Bramberge 105 335 t

Scheerhorn/Adorf 41 417 t

Aitingen 31 188 t

Barenburg 28 142 t

bohrunGen in deutschland

Anzahl fündig Gas fündig Öl Bohrungen fehl

0

10

20

30

40

50

10

21

52003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

0

10

20

30

40

28

erdGassPeIcher sInd das rückGrat der deutschen enerGIe-versorGunG

die erdgasversorgung in deutschland wird durch die heimische Produktion, Importe und durch untertage-erdgasspeicher gewährleistet. die spei-cher erfüllen eine klassische rückgrat-funktion zwischen erdgasversorger und erdgasverbraucher und haben einen maßgeblichen anteil an der ver-sorgungssicherheit.

Im Jahr 2012 hat das in deutschland vorhandene speichervolumen 22,9 milliarden kubikmeter be-tragen. das entspricht einer menge, die 25 Prozent des deutschen erdgasverbrauchs decken könnte.

porenspeicher kavernenspeicher

versorGunGssicherheit

Kubikmeter Erdgas betrug 2012 das

Arbeitsgasvolumen in Porenspeichern

10,8 mrd.Kubikmeter Erdgas betrug 2012 das

Arbeitsgasvolumen in Kavernenspeichern

12,1 mrd.des deutschen Erdgasverbrauchs können

aus Erdgasspeichern gedeckt werden

25 %

WeG jahresbericht 2012 | untertaGe-erdGasspeicher

zukunftsWeisende technoloGie: kavernenspeicher in der 3d-projektion

Kavernenspeicher sind Hohlräume

in unterirdischen Salzstöcken, die durch einen Sol-prozess angelegt

werden.

WeG jahresbericht 2012 | untertaGe-erdGasspeicher30

Versorgungssicherheit durch Erdgasspeicher

Die deutsche E&P-Industrie trägt neben der heimischen Produktion auch durch Untertage-Erdgasspeicher zur Energieversorgung bei. Im Jahr 2012 hat das Arbeitsgas-volumen in Deutschlands Poren- und Kavernenspeichern ausgereicht, um 25 Prozent des deutschen Erdgasver-brauchs zu decken. Die Speicher erfüllen eine klassische Rückgrat-Funktion zwischen Erdgasversorger und Erd-gasverbraucher. Doch sie gleichen nicht nur die tages- und jahreszeitlich oder witterungsbedingt schwankende Nachfrage aus, sondern gewinnen auch an strategischer Bedeutung.

Für den Erdgasmarkt spielt die Bezugsoptimierung bei Erdgasspeichern eine bedeutende Rolle. Durch sie können schwankende Gaspreise flexibel genutzt werden. Erdgas-speicher sind damit Teil des Markts für Flexibilitätsprodukte und leisten gleichzeitig einen Beitrag zur Stabilisierung des Netzes. Darüber hinaus sind sie ein wichtiger Baustein zur Versorgungssicherheit in Deutschland, da das gespeicherte Erdgas auch technische oder durch andere Ursachen be-dingte Ausfälle einer großen Lieferquelle oder Transport-route kompensieren kann.

In Deutschland und Europa hält die steigende Nachfrage nach Speicherkapazitäten weiter an, da die verfügbaren Importquellen mit erheblich weniger Bezugsflexibilität ausgestattet sind als die auf lange Sicht rückgängige Eigenproduktion. Außerdem nutzen Produzenten aus Drittstaaten mehr und mehr marktnahe Speicher, um die Versorgungssicherheit unter ihren Exportverträgen nach Europa zu steigern und die Auslastung des kapitalinten-siven Transitnetzes zu erhöhen.

Speichervolumen in Deutschland

Die Mitgliedsunternehmen des WEG haben einen Anteil von nahezu 99 Prozent am gesamten Speichermarkt. Von ihnen werden Erdgasspeicher mit einem Arbeitsgasvolu-men von insgesamt 22,6 Milliarden Kubikmetern betrie-ben. Insgesamt verfügen die inländischen Kavernen- und

entWicklunG des speichervolumensin deutschland

12,1

10,8

0

5

10

15

20

25

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012

Arbeitsgasvolumen in Mrd. m³

Kavernenspeicher

Porenspeicher

speichertypen in deutschland nach arbeitsGasvolumen

ehemalige Erdölfelder 4 %

Aquifere 2 %

ehemalige Erdgasfelder 41 %

Salzkavernen 53 %

0

5

10

15

20

23

Mrd. m³

Porenspeicher über ein Arbeitsgasvolumen von 22,9 Milliarden Kubikmetern. Im Vergleich zum Vorjahr sind die Speichervolumen damit um 2,5 Milliarden Kubikmeter gestiegen.

WEG-Mitglieder betreiben 25 Speicheranlagen mit 227 Kavernen in Deutschland. Das Arbeitsgasvolumen die-ser Kavernen beträgt 11,9 Milliarden Kubikmeter. Der Zuwachs des Kavernen-Speichervolumens im Jahr 2012 beträgt über 26 Prozent. Dies ist vor allem auf den Ausbau der Kavernen im Salzstock Etzel zurückzuführen. Dadurch verfügen die Kavernenspeicher inzwischen über einen Anteil von 53 Prozent an dem gesamten installierten Spei-chervolumen in Deutschland.

47 Prozent des Speichervolumens befinden sich in Po-renspeichern. WEG-Mitglieder haben in Deutschland 20 Porenspeicher mit einem Arbeitsgasvolumen von 10,7 Milliarden Kubikmetern installiert. Auch die Kapazität der Porenspeicher ist 2012 leicht gestiegen.

In Deutschland sind rund 24 Prozent des Speichervolu-mens der EU installiert. Innerhalb der EU nimmt Deutsch-land damit den ersten Platz ein, gefolgt von Italien, Fran-kreich und Österreich. Weltweit sind die Speichervolumen nur in den USA, in Russland und in der Ukraine größer.

Erdgasproduktion in Deutschland

Mrd. m³

11

23

92

Arbeitsgasvolumen der Untertage-Erdgasspeicher

Erdgasverbrauch in Deutschland

erdGasspeicher in der eu

Arbeitsgasvolumen in Mrd. m³, Quelle: IGU

EU gesamt: 94,6

Deutschland: 22,9

Italien: 17,4

Frankreich: 12,3

Österreich: 7,4

Ungarn: 6,2

Niederlande: 5,2

Großbritannien: 4,8

Tschechien: 3,7

Rumänien: 3,5

Spanien: 3,4

Slovakei: 2,9

Polen: 2,7

Sonstige: 2,2

31

erdGasspeicher sichern die versorGunG

32

ProduktIon mIt sIcherheIt und verantwortunG für menschen und natur

die deutschen erdöl- und erdgasproduzenten sind im umfeld ihrer betriebe nicht nur arbeitgeber und Industriepartner, sondern auch nachbar und selbst anwohner. sie tragen verantwortung für die eigenen mitarbeiter und für die menschen in ihrer umgebung. dieses selbstverständnis setzt stan-dards bei der arbeitssicherheit und beim umwelt-schutz, die auch vorbild für internationale Projekte sind.

für die förderung und aufbereitung von erdöl und erdgas gelten in deutschland höchste anforderun-gen hinsichtlich des Gewässer- und naturschutzes, der sicherheit und der technischen Integrität der anlagen. die deutsche e&P-Industrie steht für den einsatz und die weiterentwicklung energieeffi-zienter und umweltschonender verfahren. denn der schutz von umwelt und natur sind die basis verantwortungsvoller ressourcennutzung.

klimaschutz co2-emissionen unfallbilanz

CO2 werden jährlich durch die Erdgas-

produktion in Deutschland vermieden,

die auf dem Transportweg für Gas aus

dem Ausland anfallen würden

5 mio. tAnteil hat die E&P-Industrie an den

gesamten Kohlendioxid-Emissionen

Deutschlands

0,28 %Unfälle je 1 Million Arbeitsstunden

verzeichnete die deutsche E&P-Industrie

im Jahr 2012 – eine Spitzenstellung im

Bundesdurchschnitt

Ø 1,1

WeG jahresbericht 2012 | umWeltschutz und arbeitssicherheit

verantWortunGsvolle ressourcennutzunG sichert die enerGieversorGunG

0,0000

0,0175

0,0350

0,0525

0,0700

*2012**2011**2010**2009**2008*

0,0

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0,2

0,3

0,4

*2012**2011**2010**2009**2008*

WeG jahresbericht 2012 | umWeltschutz und arbeitssicherheit34

Klimaschutz durch geringe Emissionen

Die Reduktion der Kohlendioxid-Emissionen ist eines der Kernziele, die sich Deutschland und Europa beim Thema Klimaschutz gesetzt haben. Die heimische Produktion von Erdöl und Erdgas trägt zum Erreichen dieses Ziels bei. Insbesondere die Nutzung von Erdgas weist entscheidende Vorteile auf, da Erdgas unter den fossilen Energieträgern derjenige mit der besten CO2-Bilanz ist. So werden bei der Stromerzeugung aus Erdgas im Vergleich zu Kohle bis zu 60 Prozent weniger Kohlendioxid emittiert.

Ein weiterer wesentlicher Faktor im Hinblick auf die Kohlen-dioxid-Reduktion ist, dass durch die verbrauchsnahe Erd-gasproduktion jährlich 5 Millionen Tonnen CO2-Äquivalent vermieden werden, die auf dem Transportweg für Erdgas aus dem Ausland anfallen würden. Als sauberster fossiler Ener-gieträger mit vielfältigen Anwendungsmöglichkeiten in der Strom- und Wärmegewinnung ist Erdgas eine unverzichtbare Stütze für die Energiewende in Deutschland geworden.

Das Niveau der spezifischen Emissionen von Kohlendioxid, Methan und Schwefeldioxid war auch im Jahr 2012 sehr niedrig. So entstanden bei der Erdgasproduktion je pro-duzierter Tonne Erdgas rund 0,05 Tonnen Kohlendioxid. An den gesamten Kohlendioxid-Emissionen Deutschlands hatte die E&P-Industrie im Jahr 2012 einen Anteil von lediglich 0,28 Prozent.

Die Methanverluste bei der Erdgasförderung betrugen 0,02 Prozent der Produktion. Dieser bemerkenswert niedrige Wert belegt die hohen Umweltstandards und die technische Integrität der Anlagen in der deutschen E&P-Industrie. Dabei ist zu berücksichtigen, dass bei der Er-fassung von Luftemissionen der E&P-Industrie nach einem industrieweit abgestimmten Verfahren auch die diffusen Methanemissionen mit erfasst werden.

Die Emissionen an Schwefeldioxid in der E&P-Industrie haben sich im Vergleich zum Vorjahr weiter deutlich um über 30 Prozent verringert. So haben beispielsweise die Schwefeldioxidemissionen je produzierter Tonne Erdgas lediglich 160 Gramm betragen.

entWicklunG der spezifischen kohlendioxid-emission

0,3597

0,1063

0,0527

2008 2009 2010 2011 2012

–– Schwefelgewinnung aus der Erdgasaufbereitung (t CO2 je t Sauergas) –– Erdölförderung (t CO2 je t Erdöl) –– Erdgasförderung (t CO2 je t Erdgas)

entWicklunG der spezifischen methan-emission

0,025

0,012

0,0032008 2009 2010 2011 2012

–– Schwefelgewinnung aus der Erdgasaufbereitung (t CH4 je 100 t Sauergas) –– Erdölförderung (t CH4 je 100 t Erdöl) –– Erdgasförderung (t CH4 je 100 t Erdgas)

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0

0,0175

0,0350

0,0525

35

Neue Schiffe für die Mittelplate

Das produktionsstärkste deutsche Erdölfeld Mittelplate befindet sich 7 km vor der Küste Schleswig-Holsteins im Nationalpark Wattenmeer – einem Gebiet, das den Status eines Weltnaturerbes hat. Vor dem Hintergrund dieses sen-siblen Umfeldes wurde die Schiffsflotte, die der Versorgung der Bohr- und Förderinsel Mittelplate sowie dem Personen-transport dient, modernisiert.

Auf Grundlage einer Umweltuntersuchung des renom-mierten niederländischen Forschungsinstituts IMARES (Institut for Marine Resources and Ecosystem Studies) wur-den zwei Materialtransportschiffe ersetzt, deren Ladeka-pazität nun 180 Tonnen statt bisher 120 Tonnen beträgt. Durch den Einsatz der größeren Schiffe wird die Zahl der Fahrten von Cuxhaven zur Mittelplate von bisher 15 auf nunmehr 11 pro Woche gesenkt. Darüber hinaus wurden das dem Personentransport dienende Schiff sowie das für außergewöhnliche Situationen in der Nähe der Bohr- und Förderinsel vorgehaltene Schiff mit umweltfreundlicheren Motoren ausgestattet.

Die neuen Schiffe und Motoren führen dazu, dass die im Zusammenhang mit den Transporten von und zur Mit-telplate stehenden Kohlendioxidemissionen um nahezu 30 Prozent und der Feinstoffausstoß sogar um fast 60 Prozent gesenkt werden konnten. Nach der Reduzierung der nächtlichen Lichtabstrahlung der Mittelplate durch eine umfassende Optimierung des Beleuchtungskonzeptes im Jahre 2010 stellt die Modernisierung der Schiffsflotte einen weiteren wichtigen Beitrag für eine umweltgerechte Erdölproduktion im ökologisch sensiblen Umfeld des Wattenmeeres dar.

Ausbau des seismischen Überwachungs-systems in Norddeutschland

Bei seismischen Ereignissen wird zwischen natürlichen, also tektonisch bedingten Beben und induzierten Bruch-prozessen unterschieden. Die Ursachenforschung dafür ist jedoch sehr schwierig, da auch in sogenannten aseis-

höchste standards zum schutz der umWelt

mischen Gebieten wie der Norddeutschen Tiefebene vereinzelt tektonische Beben auftreten. In der Wissenschaft werden deshalb eine ganze Reihe von Kriterien diskutiert, wie induzierte Seismizität nachgewiesen werden kann. Da für die Seismizität in der Norddeutschen Tiefebene viele dieser Herd-Parameter noch nicht bekannt sind, gilt es eine belastbare Datengrundlage zu schaffen.

Dazu leisten die deutschen Erdgasproduzenten einen wich-tigen Beitrag. Seit 2007 betreiben sie in der Region östlich von Bremen ein Messsystem, das der Auswertung und Be-gutachtung seismischer Ereignisse im Zusammenhang mit der Erdgasgewinnung dient. Das Überwachungsnetz der E&P-Industrie erfasst wichtige Daten wie die Lage und die Tiefe eines Erschütterungsherdes, seine Abstrahlcharakte-ristik für die Herdflächen- und Herdmechanismusbestim-mung sowie die für die Wahrnehmung an der Oberfläche relevante Schwinggeschwindigkeit.

Im vergangenen Jahr wurde das Überwachungssystem zur Verbesserung der Empfindlichkeit und Messgenauig-keit ausgebaut. Die Standorte der zehn standardisierten oberirdischen Messstationen wurden optimiert und ein seismologisches Ortungsnetz mit sechs Bohrlochseismo-metern errichtet.

Die Ausbauaktivitäten an den oberirdischen Anlagen, mit dem Schwinggeschwindigkeiten und Erschütterungen an der Erdoberfläche gemäß DIN 4150 erfasst und bewertet werden, sind bereits im Sommer 2012 fertiggestellt wor-den. Im Herbst wurden auch die Installationsarbeiten am unterirdischen seismologischen Ortungsnetz abgeschlos-sen. Mit den sechs Seismometern, die in 200 Meter tiefe Bohrlöcher in den Landkreisen Celle, Heidekreis, Roten-burg, Uelzen und Verden eingebracht wurden, können Epizentrum und Hypozentrum (Lage und die Tiefe) eines Erschütterungsherdes erfasst werden.

Zusätzlich zu den Daten aus dem industrieeigenen Über-wachungssystem fließen Daten des deutschlandweiten Re-gionalnetzes sowie Daten eines temporären Stationsnetzes, das von der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) zusammen mit den Universitäten Potsdam

erschütterunGen durch erdGasproduktion?

Durch den Druckabbau in Speichergesteinen kann es bei der Erdgasförderung grund-sätzlich zu geringfügigen Spannungsver-änderungen im unmittelbaren Umfeld der Erdgaslagerstätte kommen. Diese Span-nungsveränderungen sind jedoch sehr selten und aufgrund der tektonischen Gegeben-heiten und der Struktur der Lagerstätten so schwach, dass sie kaum an der Erdoberflä-che wahrnehmbar sind.

Die beobachteten oberirdischen Schwingge-schwindigkeiten liegen klar unter dem Wert, bei dem nach DIN 4150 von strukturellen Gebäudeschäden auszugehen ist.

Laut einer umfassenden Studie der National Academy of Sciences (2012) gibt es welt-weit nur wenige Gebiete, unter anderem das Groningen-Feld in den Niederlanden, wo die Erdgasproduktion von wiederkeh-render Seismizität begleitet ist. Aufgrund der enormen Größenunterschiede bei Gasinhalt, Ausdehnung, der unterschiedlichen Tiefen-lage und Gesteinszusammensetzung der Lagerstätten ist das Erdgasfeld Groningen mit den Erdgasfeldern in der Norddeutschen Tiefebene jedoch nicht vergleichbar.

WeG jahresbericht 2012 | umWeltschutz und arbeitssicherheit36

und Hamburg aufgestellt wurde, in die Untersuchung und Auswertung ein. Darüber hinaus gibt es aktuelle Forschungsprojekte bei der DGMK, die den Ursachen der Seismizität auf den Grund gehen.

Seismisches Monitoring im Erdölfeld Römerberg/Speyer

Der Oberrheingraben gehört in Deutschland zu den Regi-onen mit vergleichsweise höherer natürlicher Erdbebenak-tivität, die ihren Ursprung in tektonischen Bewegungen des Oberrheingrabens hat. Zudem haben Geothermievorha-ben in jüngerer Vergangenheit zu induzierten seismischen Ereignissen geführt, die die Sensibilität der Menschen vor Ort diesbezüglich deutlich erhöht haben.

Die Unternehmen sind sich ihrer besonderen Verantwor-tung für die Sicherheit von Mensch und Umwelt in einer dicht besiedelten Region bewusst. Daher wird ein Monito-ringsystem installiert, das alle, auch an der Erdoberfläche nicht spürbare seismischen Ereignisse im Bereich des Erdölfeldes Römerberg-Speyer und der näheren Region genau erfassen soll. Das Monitoringsystem besteht aus einem Emissionsnetzwerk mit 5 Bohrlochseismometern, mit denen seismische Ereignisse aufgezeichnet werden sowie aus einem Immissionsnetzwerk an der Erdoberfläche, das die Schwinggeschwindigkeiten nach DIN 4150 erfasst.

Dieses System wird regionale natürliche Erdbeben regis-trieren und orten können und in der Lage sein, selbst sehr schwache (an der Erdoberfläche nicht fühlbare) Mikroseis-mizität zu registrieren, um dies bei der Optimierung der Erdölproduktion nutzen zu können.

Seismische Monitoringsysteme registrieren und orten selbst sehr schwache, an der Erdoberfläche nicht fühlbare Mikro-seismizität.

37

internationale und europäische normunG

Der WEG wirkt aktiv an der Erarbeitung von nationalen (DIN), europäischen (EN) und internationalen (ISO) Normen als Mitglied des Normenausschusses Erdöl- und Erdgas-gewinnung (NÖG) im DIN (Berlin) mit.

Im Jahr 2012 wurden 11 ISO-Normen und Vornormen für den Bereich der Erdöl-und Erdgasindustrie veröffentlicht. Ende 2012 betrug der Gesamtbestand der bisher publizierten Normen, Fachberichte und Vor-normen (DIN EN ISO) 151. Der Gesamtbe-stand 2012 der internationalen ISO-Normen des TC 67 lag für die Erdöl- und Erdgasge-winnungsindustrie bei 180.

0

6

12

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24

30

Ausgezeichnete Arbeitssicherheit

Gesundheitsschutz und Arbeitssicherheit haben für die deutsche E&P-Industrie höchste Priorität. Die Unternehmen engagieren sich sowohl für die Sicherheit der eigenen Mitarbeiter als auch für die der Mitarbeiter von Auftrag-nehmern. Dabei folgen die zur Vermeidung von Unfällen ergriffenen Maßnahmen der Überzeugung, dass grund-sätzlich alle Unfälle vermeidbar sind.

Die Wirksamkeit dieser Philosophie spiegelt sich in den Unfallzahlen der E&P-Industrie wider. Im Jahr 2012 verzeichneten die Unternehmen der deutschen Erdöl- und Erdgasgewinnungsindustrie im Durchschnitt 1,1 Unfälle je 1 Million Arbeitsstunden. Obwohl gegenüber dem Vorjahr ein leichter Anstieg von 1,0 auf 1,1 festzustellen ist, nimmt die deutsche E&P-Industrie weiterhin eine Spitzenstellung im Vergleich zu anderen Industriezweigen ein. Im Bun-desdurchschnitt lag zum Vergleich im Jahr 2011 – neuere Daten liegen noch nicht vor – die Zahl der meldepflich-tigen Unfälle je 1 Million Arbeitsstunden bei 15,4. Von der deutschen E&P-Industrie werden dabei bereits Unfälle mit nur einem Ausfalltag berücksichtigt, während die Vergleichszahl der gesamten deutschen Industrie lediglich Unfälle mit mehr als drei Ausfalltagen, ebenfalls bezogen auf eine Million Arbeitsstunden, erfasst.

Ein Beispiel gelebter Arbeitssicherheit wurde 2012 mit dem angesehenen Förderpreis „Arbeit Sicherheit Gesund-heit“ der Berufsgenossenschaft Rohstoffe und chemische Industrie (BG RCI) ausgezeichnet. Mit einer Idee zum si-cheren Verladen von Druckgasflaschen wurde ein innova-tives Transportsystem entwickelt, das sich durch die breite Anwendbarkeit in vielen Industriezweigen hervorhebt. Diese erfolgreiche Idee zeigt, wie Sicherheit, Ergonomie und Wirtschaftlichkeit in der E&P-Industrie Hand in Hand gehen.

arbeitsunfälle in der e&p-industrie im verGleich zum bundesdurchschnitt

15,4

1,1

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

–– Bundesdurchschnitt für Unfälle mit mehr als 3 Ausfalltagen je 1 Million Arbeitsstunden–– Unfälle in der E&P-Industrie ab 1 Ausfalltag je 1 Million ArbeitsstundenQuelle: DGUV

kooperationsvereinbarunG für onshore-notfälle

Notfallsituationen in der E&P-Industrie erfor-dern schnelles und gut koordiniertes Ein-greifen. Die Verbände Deutschlands (WEG) und der Niederlande (NOGEPA) haben sich deshalb zur gegenseitigen Hilfestellung im Fall von Onshore-Ereignissen verpflichtet.

Die Vereinbarung erlaubt es dem jewei-ligen Operator, im Notfall unabhängig von nationalen Grenzen, administrative oder operative Unterstützung durch andere Un-ternehmen anzufordern. Mit dem Onshore-Abkommen wird die im Dezember 2011 neu verabschiedete Offshore-Erklärung ergänzt, an der sich die E&P-Verbände der Nordsee-Anrainerstaaten (Oil & Gas UK, OLF, Danish Operators, NOGEPA, IOOA und WEG) beteiligen.

WeG jahresbericht 2012 | umWeltschutz und arbeitssicherheit38

0

6

12

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30

erstklassiG bei Gesundheitsschutzund arbeitssicherheit

Fokus Kunststoff-Feldleitungen

Feldleitungen aus Kunststoff haben sich in Erdöl- und Erdgasbetrieben für den Transport von Lagerstättenwasser, Salzwasser, Erdölgas und Nassöl bewährt und ihre Zu-verlässigkeit und mechanische Integrität über viele Jahre bewiesen. Vor wenigen Jahren gaben Bodenproben im Be-reich von technisch dichten Kunststofffeldleitungen jedoch Anlass zu Überlegungen, ob Kohlenwasserstoffe durch die Kunststoffwand der Rohrleitungen hindurch diffundieren und dadurch Umweltschäden verursachen können.

Daraufhin hat der WEG ein umfangreiches Untersu-chungsprogramm beauftragt, mit dem Bodenproben an Lagerstättenwasserleitungen analysiert und die Eignung der Leitungen überprüft wurde. Die bundesweite Kampagne zur Überprüfungen der Feldleitungen aus Kunststoff wurde un-ter der Regie des TÜV NORD in einer nach einem speziell dafür entwickelten und von den Bergbehörden freigege-benen Verfahren durchgeführt, das Analysen von Boden- und Wasserproben aus dem unmittelbaren Bereich an den Kunststoffrohren auf fluidtypische Inhaltsstoffe vorsieht.

Die Untersuchungsergebnisse an knapp 100 Feldleitungen aus Kunststoff ergaben nur in wenigen Fällen Hinweise auf eine Permeation. Eine Belastung von Boden und Wasser war entweder gar nicht nachweisbar oder – dies betrifft nur Feldleitungen aus Polyethylen (PE) – nur in einem begrenzten Raum um die Rohrleitung herum feststellbar. Dieses positive Untersuchungsergebnis zeigt, dass Feldlei-tungen aus Kunststoff besser sind als ihr Ruf. Lediglich zwei Prozent der Leitungen wiesen Schäden auf und wurden unmittelbar stillgelegt und ausgetauscht; Verunreinigungen wurden beseitigt.

Aufbauend auf den Erkenntnissen aus der Untersuchung hat der Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung ein selbstverpflichtendes Konzept für den zukünftigen Umgang mit freiverlegten Leitungen aus Polyethylen (PE) verabschiedet: Der Einsatz von PE-Feldleitungen wurde vorsorglich auf den Transport von Fluiden mit geringen Kohlenwasserstoffgehalten eingeschränkt. Mit der Um-setzung dieses Konzeptes wird sichergestellt, dass nur

Nachweislich geeignet: Feldleitungen in

deutschen Erdöl- und Erdgasfeldern.

WeG jahresbericht 2012 | umWeltschutz und arbeitssicherheit40

noch Leitungen eingesetzt werden, die nachweislich für die transportierten Stoffe geeignet sind. So werden alle Leitungen, in denen Lagerstättenwässer mit so hoher Konzentration an Benzol und anderen Kohlenwasserstoffen transportiert werden, dass diffusionsbedingte Verunreini-gungen möglich erscheinen, außer Betrieb genommen und/oder ersetzt.

Sicherer Transport von Lagerstättenwasser

Bei der Förderung von Erdöl und Erdgas gelangt Wasser, das natürlicherweise in einer Lagerstätte vorkommt, mit an die Oberfläche. Dieses anfallende Lagerstättenwasser (Disposalwasser) wird obertägig von den geförderten Koh-lenwasserstoffen abgeschieden und danach in der Regel wieder in den tiefen Untergrund verbracht.

Das Transportsystem für das Lagerstättenwasser weist in Deutschland eine sehr hohe Integrität auf. Bei insgesamt 4 Millionen Kubikmeter transportiertem Lagerstättenwasser sind 2012 durch Leckagen 35,8 Kubikmeter ausgetreten. Dies sind weniger als 0,0001 Prozent der Gesamtmenge. Die 13 Leckagen, die in Deutschland im Jahr 2012 an Transportleitungen für Lagerstättenwasser zu verzeichnen waren, wurden den zuständigen Behörden unmittelbar gemeldet. Unter deren Aufsicht sind auch etwaige Umwelt-schäden vollständig beseitigt worden.

Erklärtes Ziel der deutschen Erdöl- und Erdgasproduzenten ist es, Störungen und Leckagen generell zu vermeiden. Deshalb wird jeder Vorfall analysiert und führt auch zur Überprüfung und ggf. Verbesserung der Verfahren, damit zukünftige Ereignisse vermieden werden können.

41

pvc-/pp-feldleitungen

pe-feldleitungen im kunststoffmantelrohr

pe-feldleitungen

erGebnisse der bundesWeiten überprüfunGskampaGne feldleitunGen aus kunststoff

< Grenzwert (geeignet) 35 %

Permeation (nicht geeignet) 4 %

Altschaden, Betriebsstörung 15 %

ohne Befund 46 %

Gfk-feldleitungen

ohne Befund 100 %

ohne Befund 100 %

ohne Befund 100 %

48

Anzahl untersuchter Leitungen

28

10

6

WeG jahresbericht 2012 | auslandstätiGkeit42

enGaGIert In Inter-natIonalen enerGIe-Partnerschaften

das ergebnis des auslandengagements der deut-schen e&P-Industrie lässt sich für das Jahr 2012 wie folgt zusammenfassen: die erdgasproduktion konnte mit 15,4 milliarden kubikmeter auf hohem niveau weiter gesteigert werden; die erdölpro-duktion verdoppelte sich gegenüber dem Jahr

2011 – vor allem aufgrund der gesellschaftlichen und politischen entwicklungen in libyen – mit 8,7 millionen tonnen wieder gut auf das niveau des Jahres 2010. auf die entwicklungen und Projekte in einzelnen regionen und ländern wird weiter unten näher eingegangen.

erdGasförderunG

investitionen erdölproduktion

Kubikmeter Erdgas hat die deutsche E&P-

Industrie 2012 im Ausland produziert

15,4 mrd. Euro wurden 2012 in den Ausbau der

ausländischen E&P-Aktivitäten investiert

1,4 mrd. Tonnen Erdöl hat die deutsche E&P-In-

dustrie im Jahr 2012 weltweit gefördert

8,7 mio.

Produktion 2012

Mio. t Erdöl

Mrd. m Erdgas3

0,3

6,7 1,2

0,5

3,8

0,6

2,1

8,9

deutsche erdölproduktion im ausland Wieder GefestiGt

ausländische erdGasproduktionauf hohem niveau GestieGen

deutsche e&p- und service-industrie nutzt ihre technoloGiekompetenz im ausland

WeG jahresbericht 2012 | auslandstätiGkeit44

2012 haben die deutschen Unternehmen 1,4 Milliarden Euro in den Ausbau ihrer ausländischen E&P-Aktivitäten investiert. Hierbei konnte auch im Jahr 2012 das Konzes-sionsportfolio signifikant ausgeweitet werden.

Die deutsche E&P-Industrie wird auch in den kommenden Jahren in bestehende und neue Energie-Partnerschaften und -Infrastrukturen investieren. Denn nur so lassen sich Rohstoff- und Versorgungssicherheit garantieren.

Die Förderung in Deutschland wird schwieriger, d. h. tech-nologisch anspruchsvoller. Sie setzt große technische Kom-petenz und umsichtiges Handeln voraus. Dieser Vorsprung an Technikkompetenz und der tägliche Umgang mit hohen Umweltstandards ist zugleich die Eintrittskarte für deutsche Öl- und Gasunternehmen in internationale E&P-Projekte.

In den letzten Jahren – so auch im Jahr 2012 – waren die ausländischen Explorationsaktivitäten der deutschen E&P-Industrie sehr erfolgreich und haben einen wesentlichen Beitrag zur Erhöhung der Reserven- und Ressourcenbasis geleistet.

Die deutschen E&P-Unternehmen verfügen über eine breite Expertise bei anspruchsvollen Fördertechniken. Von besonderer Bedeutung sind Innovationen im Bereich der Enhanced Oil Recovery bzw. Enhanced Gas Recovery, die auch im vergangenen Jahr erfolgreich weiterentwickelt wurden. Diese Technologien sind vor allem durch die Rahmenbedingungen der anspruchsvollen heimischen Förderung gewonnen worden.

Ob Sauergasexpertise, die nach Abu Dhabi „exportiert“ wird, die Entwicklung von Tight-Gas-Lagerstätten mit der Erfahrung von 30 Jahren aus Norddeutschland, die nun in Sibirien gefragt ist, oder in Turkmenistan oder in Argenti-nien. Oder die operative Exzellenz bei der Verlegung von Pipelines, Speicherbau und Projektentwicklung weltweit.

In Norwegen wurden deshalb auch gemeinsame For-schungsaktivitäten vereinbart, etwa bei der Forschung im Bereich der unkonventionellen Kohlenwasserstoffvorkom-men oder zur Erhöhung der Erdöl- und Erdgasproduktion.

Die deutsche E&P-Industrie war im Jahr 2012 in der Exploration und

Feldesentwicklung ausländischer Projekte

überdurchschnittlich erfolgreich.

WeltWeite erdölproduktion nach reGionen in 2012

Europa 13,3 %

Amerika 3,7 %

GUS 5,7 %

Afrika 77,3 %

WeltWeite erdGasproduktion nach reGionen in 2012

Amerika 24,6 %

Europa 13,9 %

Afrika 4,1 %

GUS 57,4 %

15,4

Mrd. m³

8,7

Mio. t

45

Diese Technologiekompetenz bietet den deutschen E&P-Un-ternehmen gute Perspektiven, auch weiterhin ihren entschei-denden Beitrag zur Energieversorgungssicherheit zu leisten.

Regional gesehen wird für Deutschland die MENA-Region (Nordafrika und Mittlerer Osten) in Zukunft immer wich-tiger werden. Hier liegen über 60 Prozent der weltweiten Öl- und 45 Prozent der weltweiten Erdgasreserven.

Neben der bestehenden Exploration, Feldesentwicklung und Förderung in Nordafrika, werden weitere Projekte für eine verstärkte Zusammenarbeit in der Region vor allem in den Vereinigten Arabischen Emiraten und Katar folgen.

Eine Schwerpunkregion ist weiterhin Europa. Hier konn-te 2012 die Erdgasproduktion leicht gesteigert und die Erdölproduktion stabilisiert werden. Die Nordsee ist auch weiterhin ein Investitionsschwerpunkt. Hier planen die deutschen Produzenten viele neue Projekte und den Aus-bau bestehender Lagerstätten.

Auch die langjährige Energie-Partnerschaft mit Russland ist ein wichtiger Eckpfeiler für eine stabile Energieversorgung. Hier erfolgt das Engagement der deutschen E&P-Industrie mittlerweile direkt an der Quelle. Nachfolgend wird ein Überblick über die Schwerpunkte des Auslandengagements der deutschen E&P-Industrie im Jahr 2012 gegeben. Wegen der Vielzahl der durchge-führten Projekte können nur einige beispielhaft erwähnt werden.

Europa

Eine wichtige Region für das Auslandsengagement der deutschen Produzenten ist seit Jahren das Gebiet der europäischen Nordsee. Dieses Gebiet in unmittelbarer Nachbarschaft bildet weiterhin eine wichtige Produktions-basis.

In Norwegen wurde im Jahr 2012 das Engagement der deutschen E&P-Industrie weiter herausragend erhöht.

erdöl- und erdGasproduktionim ausland

15,40

8,72

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012*

–– Erdöl in Mio. t–– Erdgas in Mrd. m³* vorläufig

0

4

8

12

16

20

mitarbeiter

In den Unternehmen der deutschen E&P-In-dustrie sind hochqualifizierte Mitarbeiter aus ca. 150 verschiedenen Ausbildungsberufen beschäftigt.

Bei den im Ausland zumeist in der Form von Joint-Venture-Unternehmen geführten Niederlassungen bewegt sich das Verhältnis von entsandten Fachkräften der deutschen E&P-Industrie zu lokalen Mitarbeitern je nach Region bzw. Projekt zwischen eins zu eins und eins zu 125.

In Norwegen findet ein signifikanter Produktionsausbau statt.

WeG jahresbericht 2012 | auslandstätiGkeit46

Beim norwegischen Feldesentwicklungsprojekt Knarr wur-de 2012 ein wichtiger Meilenstein erreicht. Die Produktion wird über ein FPSO- (Floating Production Storage and Offloading-) Schiff erfolgen, dass Mitte September 2012 das Trockendock verlassen hatte. Der Produktionsstart für das Projekt Knarr, das die integrierte Entwicklung der beiden Feldesteile Knarr Central und West umfasst, ist für das Jahr 2014 vorgesehen.

Besondere Erwartungen werden auch an das Maria-Feld geknüpft. Der Fund enthält laut Schätzung zwischen 60 bis 120 Millionen Barrel an gewinnbarem Erdöl, sowie 2 bis 5 Milliarden Kubikmeter an gewinnbarem Erdgas. Eine im Mai 2012 erfolgreich durchgeführte Erweiterungsbohrung bestätigte den oberen Bereich der Fundgröße. Die Produk-tionsaufnahme aus dem Feld Maria ist für 2017 geplant.

Auch der im Mai 2012 entdeckte Ölfund Skarfjell könnte in dieser Grössenordnung liegen. Eine zweite Erweite-rungsbohrung im Süden der Lagerstätte hat die Größe des Fundes bestätigt.

Die Explorationsbohrung Zidane 2 in der Lizenz PL 435 in der Norwegischen See erbrachte eine Gasfündigkeit, die das wirtschaftliche Potenzial des Zidane-Feldes erheblich steigert. Durch die Erschließung des Zidane-Feldes wird ein weiteres norwegisches Erdgasfeld unter der Betriebs-führung einer deutschen E&P-Gesellschaft in Produktion gebracht werden können. Auch soll ein weiterer deutscher Produzent die Betriebsführerschaft einer großen Produk-tionsplattform im Feld Brage, im nördlichen Teil der nor-wegischen Nordsee, übernehmen. Brage produziert seit 1993. Auch Gjøa und Vega liegen im nördlichen Teil der norwegischen Nordsee. Vega (seit Ende 2010 in Betrieb) ist als Sub-Sea-Installation mit Gjøa verbunden. In der Lizenz PL635 wurde einem deutschen E&P-Unternehmen die Betriebsführerschaft zugeteilt. Erfreulich war zudem, dass das Öl- und Gasfeld Oselvar erfolgreich in Betrieb genommen werden konnte. Oselvar liegt im südlichen Teil der norwegischen Nordsee ungefähr 250 Kilometer von der norwegischen Küste entfernt. Das Gas-/Ölreser-voir befindet sich in einer Sandsteinformation in 2 900 bis 3 250 Metern Tiefe. Erschlossen ist das Feld mit einer

Unterwasser-Installation (sub-sea template) in circa 70 Metern Wassertiefe und zwei Bohrungen. Die gesamt-en Reserven von Oselvar betragen rund 8,4 Milliarden Kubikmeter. Der Produktionshorizont beläuft sich auf rund zwanzig Jahre. In einem weiteren Prospekt (Asha, PL 457) konnte Erdöl nachgewiesen werden. Bisherige Auswer-tungen deuten darauf hin, dass dieser Ölfund voraussicht-lich größer ist als erwartet.

Im Jahr 2012 hat die deutsche E&P-Industrie insgesamt eine stattliche Anzahl weiterer APA-Lizenzen (Awards in Pre-defined Areas) vom norwegischen Staat zugesprochen bekommen.

Auch in der britischen Nordsee halten deutsche Unter-nehmen zahlreiche Lizenzen. Bei etwa der Hälfte dieser Lizenzen besitzen sie zudem die Betriebsführerschaft. Im Jahr 2012 entwickelten sich die Feldesentwicklungspro-jekte weiterhin gut.

Bei dem Projekt Clipper South beispielsweise, das in der südlichen britischen Nordsee, rund 100 km von der Küste entfernt liegt, startete die Produktion ab August 2012 besser als erwartet mit Fließraten von 1,2 Millionen Kubik-meter Gas pro Tag aus der ersten Bohrung. Weitere Pro-duktionsbohrungen sollen folgen. Die Produktion erfolgt über eine eigene, zeitweise bemannte Plattform, von der das Gas durch das „Lincolnshire Offshore Gas Gathering System (LOGGS)“ nach Großbritannien transportiert wird. Die maximale Förderrate wird für 2013/14 angestrebt.

Die Wingate-Gasförderplattform, die im Oktober 2011 in Betrieb genommen wurde, produziert derzeit mit rund 1 Million Kubikmeter Erdgas pro Tag. Die zweite Produkti-onsbohrung wurde im April 2012 in Betrieb genommen.

Ende September 2012 startete auch das Entwicklungspro-jekt Devenick die Gasförderung mit einer guten Produkti-onsrate von 2,7 Millionen Kubikmeter Gas pro Tag. Beim Projekt Breagh konnten 2012 drei Bohrungen erfolgreich abgeschlossen werden. Die 5 300 Tonnen schwere Platt-formstruktur wurde errichtet und über eine 100 Kilometer lange Leitung mit dem Festland verbunden. Aus dem Erd-

47

ölfeld Broom fördert eine deutsche E&P-Gesellschaft rund 1 100 Barrel pro Tag (Eigenanteil).

Erfolge in der Exploration konnten in den vergangenen Jahren auch durch die Funde Catcher und Cladhan verzeichnet werden. Nach der Entdeckung des Feldes Catcher im Jahr 2010 in der zentralen Nordsee konnten in der Lizenz P1430 vier weitere Funde gemacht werden. Diese Funde sowie der Cladhan-Fund in Lizenz P1064 werden derzeit im Hinblick auf ihre Entwicklungsoptionen und die künftige Produktion ausgewertet. Im Rahmen der 27. Lizenzvergaberunde konnten deutsche E&P-Unterneh-men ihre Lizenzen deutlich ausbauen.

Auch in Dänemark verfügt die deutsche E&P-Industrie mit vielversprechenden Beteiligungen über zukunftsträchtige Assets. Zu nennen sind hier die Beteiligungen an den Gas-feldern Hejre und Solsort und die eigenoperierte Erweite-rungsbohrung Hibonite im westlichen Teil der dänischen Nordsee. Zuvor hatte die Explorationsbohrung Ravn-3 im Jahr 2009 bei einer Endteufe von 4 469 Metern unter dem Meeresspiegel Kohlenwasserstoffe nachgewiesen.

Auch Offshore Niederlande betreibt die deutsche E&P-In-dustrie Plattformen zur Gewinnung von Erdgas und Erdöl. Anfang 2012 wurde die Tight-Gas-Produktion aus dem Offshore-Feld K18-Golf gestartet. Im Laufe des Jahres wurde die zweite Produktionsbohrung K18-G4 im nörd-lichen Bereich des Feldes eingebracht. Sie ermöglicht eine Plateauförderung von bis zu 1,1 Millionen Kubikmeter Erdgas pro Tag. Nach dem Ölfund in der Lizenz F17a vor der niederländischen Küste im Dezember 2012 werden für das Jahr 2013 weitere Appraisalbohrungen geplant. Erste Ressourcenschätzungen gehen von mindestens 30 Millio-nen Barrel gewinnbaren Erdöls aus.

Weitere Explorationsaktivitäten existieren in Polen und Irland. Darüber hinaus ist die Serviceindustrie onshore und offshore in weiteren europäischen Ländern tätig.

reGionen

Neben den klassischen ausländischen Fördergebieten in Europa, Afrika, GUS und im Mittleren Osten diversifiziert die deutsche E&P-Industrie ihre Aktivitäten in zuneh-mendem Maße in andere Weltregionen. Die Projekte werden sowohl auf Land- und Meeresgebieten als auch in verschiedenen Klimazonen (Wüsten-/Permafrostgebiete) realisiert. In einigen Ländern zählen deutsche Unternehmen bereits heute zu den größten ausländischen Lizenznehmern.

WeltWeite aktivitäten

Die Unternehmen der deutschen Erdöl- und Erdgasgewinnungsindustrie können auf eine lange Fördergeschichte zurückblicken, in deren Verlauf sie auch ihr Tätigkeitsfeld im Ausland kontinuierlich erweitert haben. Heu-te sind die deutsche Explorations- und Pro-duktions- (E&P)-Industrie sowie die gesamte branchenorientierte Dienstleistungsindustrie weltweit tätig.

Die deutschen Pro-duzenten setzen mit ihrem Engagement in Libyen ein deutliches Zeichen für den Wie-deraufbau des Landes.

WeG jahresbericht 2012 | auslandstätiGkeit48

GUS

Auch in Russland und den Ländern der kaspischen Region werden der Ausbau der gemeinsamen Produktion von Erdgas und Erdöl mit deutschen Unternehmen und weitere Feldesentwicklungen die Versorgungssicherheit mit diesen Energieträgern erhöhen. Der direkte Zugang zu den Gas- und Ölvorkommen, z.B. am Kaspischen Meer, hat nach wie vor eine große Bedeutung für die Erhöhung und den Fortbestand der Versorgungssicherheit Europas.

Das in Russland (Westsibirien) gelegene Feld Juschno Russkoje fördert seit Mitte 2009 auf einem Plateauniveau von 25 Milliarden Kubikmeter Erdgas im Jahr. In dieser Lagerstätte befinden sich förderbare Reserven von mehr als 600 Milliarden Kubikmeter Erdgas.

Auch die Entwicklung des Teilgebietes IA der tiefliegenden Achimov-Formation des Urengoi-Feldes läuft erfolgreich. Die zwölf Bohrungen in der schwierig zu erschließenden Lagerstätte haben eine Förderkapazität von rund 2 Milli-arden Kubikmeter Erdgas pro Jahr. Bis zum Jahr 2018 soll die Produktion auf 8 Milliarden Kubikmeter Erdgas pro Jahr ausgeweitet werden. Im November 2012 wurde eine Vereinbarung unterzeichnet, die vorsieht, zwei weitere Blö-cke der Achimov-Formation zu erschließen. Die Blöcke IV und V verfügen nach dem von der russischen Bergbehörde bestätigten Entwicklungsplan über Kohlenwasserstoffvor-kommen in Höhe von 274 Milliarden Kubikmeter Erdgas und 74 Millionen Tonnen Kondensat, entsprechend 2,4 Milliarden Barrel Rohöleinheiten.

Zusätzlich zum Engagement in Westsibirien ist die deut-sche E&P-Industrie im Gebiet Wolgograd aktiv. In Wolgo-grad fördert sie seit mehr als einem Jahrzehnt in einem Joint Venture Erdöl mit einem russischen Partner.

In Turkmenistan wurden im August 2012 die 3D-seis-mischen Messungen im Block 23 erfolgreich abgeschlos-sen. Die ersten Ergebnisse zeigen dort mehrere mögliche kohlenwasserstoffhaltigen Strukturen. In 2013 soll eine Bohrung durchgeführt werden. Zudem soll das Explorati-onsvolumen in diesem Land ausgeweitet werden.

Afrika

Die Länder Nordafrikas bilden seit Jahrzehnten einen der Schwerpunkte der Auslandstätigkeiten der deutschen E&P-Industrie.

Für den Wiederanstieg der ausländischen Ölproduktion ist vor allem Libyen verantwortlich. Nach dem mehrmo-natigen Produktionsstopp in 2011 konnte die Produktion im Jahr 2012 zunächst wieder stabilisiert und nach und nach ausgebaut werden. Nach rund 2 Millionen Tonnen Erdölförderung im Jahr 2011 konnten im Jahr 2012 6,3 Millionen Tonnen gefördert werden, d. h. rund 0,9 Millionen Tonnen mehr als noch im Jahr 2010. Dabei war 2012 der technische Zustand der Infrastruktur immer noch der limitierende Faktor. Zur nachhaltigen Sicherung der Exportkapazität wurde gemeinsam mit der National Oil Corporation (NOC) und Agoco der Bau einer neuen 52 Kilometer langen Erdölleitung realisiert. Insgesamt steht in Libyen in den kommenden Jahren die Entwicklung weiterer umfangreicher Ölfündigkeiten an. Mit ihrem Engagement setzten die deutschen Produzenten ein deutliches Zeichen für den Wiederaufbau Libyens.

Für die Feldesentwicklung Disouq in Ägypten wurden die Produktionsbohrungen der ersten Bohrphase fertiggestellt. Die Bohrungen bestätigten die weitere Ausdehnung der bestehenden Gasfunde. Die Erdarbeiten für den Bau der Gasaufbereitungsanlage sind abgeschlossen. Der Förder-beginn aus den insgesamt sieben Disouq-Gasfeldern ist für 2013 geplant. Im Jahr 2012 konnten darüber hinaus zwei Explorationsbohrungen in der Onshore-Konzession West Wadi El Rayan in der Western Desert zusätzliche Ölreserven finden. Vier weitere Bohrungen haben hinge-gen keine Kohlenwasserstoffvorkommen nachgewiesen. Bei der Feldesentwicklung West Nile Delta stand 2012 die Auswahl einer allgemein akzeptierten und auch von der lokalen Bevölkerung mitgetragenen Landlokation für die Gasaufbereitungsanlagen im Mittelpunkt der Projektak-tivitäten. Bei der Lizenzrunde 2011 erhielt ein deutsches Unternehmen den Zuschlag für den Block East Ras Budran offshore. Die neue Lizenz liegt in der erdölhöffigen Provinz im Golf von Suez.

49

In Algerien wurde im September 2012 ein für die alge-rische Feldesentwicklung zuständiges Joint Venture offiziell gegründet. Mit der Gründung konnten die Arbeiten für das Front-end Engineering Design (FEED) vergeben und die weiteren Planungstätigkeiten für die Feldesentwick-lung begonnen werden. Die algerische Staatsgesellschaft Sonatrach hat mit ersten Aktivitäten zur Erstellung der GR5-Pipeline zur Anbindung des Reggane-Feldes an die weiterführende Infrastruktur in Hassi R’Mel begonnen. Ziel ist es, ab 2017 über einen Zeitraum von mehr als 25 Jahren Erdgas zu produzieren.

Auch die Explorationsmaßnahmen in Mauretanien werden voraussichtlich ab Ende 2013 mit einer Explorationsboh-rung fortgesetzt werden.

Naher-/Mittlerer Osten

Das Engagement der deutschen E&P-Industrie auf der Arabischen Halbinsel konnte auch im Jahr 2012 weiter ausgebaut werden. Für Deutschland wird die MENA-Region (Nordafrika und Mittlerer Osten) in Zukunft immer wichtiger werden. Hier liegen über 60 Prozent der weltwei-ten Öl- und 45 Prozent der weltweiten Erdgasreserven.

Gemeinsam mit der Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) wurde im Juni 2012 eine Vereinbarung über die technische Bewertung des Sauergas- und Konden-satfeldes Shuwaihat unterzeichnet. Die Bewertung des Feldes umfasst bis zu drei Aufschlussbohrungen und eine 3D-Seismik. Eine erfolgreiche technische Bewertung Shuwaihats würde nicht nur zur Abdeckung der steigenden Nachfrage nach Kohlenwasserstoffen vor Ort beitragen, sondern zugleich die langfristige Exportfähigkeit des Lan-des gewährleisten.

In Katar ist ein deutsches E&P-Unternehmen in unmit-telbarer Nähe des größten Erdgasfeldes der Welt, dem sogenannten North Field, an der Exploration der Khuff-Formation des Blocks 4N beteiligt. Hier konnte jetzt ein Erdgasfund gemeldet werden.

Südamerika

In Argentinien wird verstärkt das Potenzial unkonven-tioneller Kohlenwasserstoff-Ressourcen untersucht. Im Neuquén-Becken wurden drei Technologieprojekte im Bereich Shale Gas gestartet. In der Argentinischen See vor der Küste von Feuerland arbeitet man gegenwärtig an der Entwicklung des neuen Feldes Vega Pleyade. Die Aufnahme der Produktion aus diesem Feld ist für 2015/16 geplant und wird den natürlichen Rückgang der Förder-mengen aus den Feldern Carina und Aries kompensieren. Die Tight-Gas-Entwicklung des Feldes Aguada Pichana Central West im Neuquén-Becken wurde fortgesetzt. Zu Beginn des Jahres 2012 erhielt ein deutscher Produzent zwei Explorationsgenehmigungen für die Blöcke CN-V und Ranquil Norte in der Provinz Mendoza. Diese Blöcke bieten jüngsten Untersuchungen zufolge ebenfalls ein attraktives Potenzial für die Erkundung und Entwicklung konventioneller und unkonventioneller Lagerstätten in zwei verschiedenen Sedimentschichten.

Seit dem Jahr 2010 ist die deutsche E&P-Industrie auch an Explorationstätigkeiten in Chile beteiligt. Auf einer Fläche von rund 12 000 Quadratkilometern im Magellan-Becken sucht ein internationales Team mit 2D- und 3D-Seismik sowie Explorationsbohrungen nach Erdgas, nahe der bestehenden Produktion in Feuerland.

Im Zuge des New-Venture-Projektes in Trinidad und Toba-go konnte Ende Januar 2012 die Akquisition einer 3D-Seismik über die Konzessionsfläche im Flachwasserblock NCMA2 erfolgreich abgeschlossen werden. Mit der ersten Bohrung soll Mitte 2013 begonnen werden.

WeG jahresbericht 2012 | auslandstätiGkeit50

WeltWeite aktivitäten der e&p-industrie

exp

lora

tion

pro

du

kti

on

serv

ice

exp

lora

tion

pro

du

kti

on

serv

ice

europa Gus

Albanien X Aserbaidschan X

Dänemark X X X Kasachstan X

Frankreich X Russland X X X

Griechenland X Turkmenistan X

Großbritannien X X X Ukraine X

Irland X

Niederlande X X X naher/mittlerer osten

Norwegen X X X Irak X

Polen X X Katar X

Portugal X Kurdistan X

Rumänien X Oman X

Schweiz X Türkei X

Ungarn X Vereinige Arabische Emirate X

amerika ferner osten

Argentinien X X Brunei X

Chile X Indonesien X

Mexiko X Malaysia X

Trinidad und Tobago X Pakistan X

Singapur X

afrika Thailand X

Ägypten X X

Algerien X X

Angola X

Gabun X

Libyen X X X

Mauretanien X

Nigeria X

Tunesien X

Stand: 31.12.2012

Jahresbericht 2012statIstIscher teIl

alle mengenangaben in den folgenden tabellen be-ziehen sich auf rohgas mit einem einheitlichen brenn-wert von 9,7692 kwh/m³. sie wurden aus dem nor-malvolumen der förderung bzw. der reserven unter berücksichtigung der unterschiedlichen energieinhalte ermittelt, um eine volle vergleichbarkeit zu gewährlei-sten. ausnahmen sind ausdrücklich vermerkt.

erdGasförderunG nach bundesländern

2012 2011 2010

m³ % m³ % m³ %

Bayern 6 751 590 0,06 7 817 764 0,07 7 088 806 0,06

Brandenburg 6 218 515 0,06 6 464 565 0,05 6 386 213 0,05

Hamburg 443 232 – 360 585 – 418 819 –

Mecklenburg-Vorpommern 915 816 0,01 1 152 049 0,01 1 102 579 0,01

Niedersachsen 10 337 289 322 96,06 11 330 464 587 95,19 12 006 939 357 94,90

Rheinland-Pfalz 3 019 352 0,03 2 847 878 0,02 2 172 315 0,02

Sachsen-Anhalt 164 506 942 1,53 176 223 392 1,48 192 109 685 1,52

Schleswig-Holstein 225 425 965 2,10 361 479 271 3,04 418 588 036 3,31

Thüringen 16 386 658 0,15 16 443 216 0,14 17 007 405 0,13

Gesamt 10 760 957 392 100 11 903 253 307 100 12 651 813 215 100

WeG jahresbericht 2012 i statistischer teil i erdGasförderunG 52

erdGasförderunG nach Gebieten

2012 2011 2010

m³ % m³ % m³ %

Oder/Neiße-Elbe 7 134 331 0,07 7 616 613 0,06 7 488 792 0,06

Nördlich der Elbe 225 869 198 2,10 361 839 857 3,04 419 006 855 3,31

Elbe-Weser 4 690 545 845 43,59 5 078 869 759 42,67 5 809 613 999 45,93

Weser-Ems 5 548 220 694 51,56 6 150 946 497 51,67 6 112 476 849 48,30

Westlich der Ems 263 029 724 2,44 276 871 723 2,33 276 958 194 2,19

Thüringer Becken 16 386 658 0,15 16 443 216 0,14 17 007 405 0,13

Oberrheintal 3 019 352 0,03 2 847 878 0,02 2 172 315 0,02

Alpenvorland 6 751 590 0,06 7 817 764 0,07 7 088 805 0,06

Gesamt 10 760 957 392 100 11 903 253 307 100 12 651 813 215 100

erdGasförderunG

erdGasf