Erdöl Und Erdgas in Der Bundesrepublik Deutschland 2020

LANDESAMT FÜR BERGBAU, ENERGIE UND GEOLOGIE

Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2020

Niedersachsen

Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie

Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2020

Hannover 2021

Titelbild

Nach rund neun Wochen TÜV-Inspektion ist die Erdgasaufbereitungsanlage in Großenkneten Ende Oktober 2020 wieder in Betrieb gegangen. Die alle zehn Jahre fällige Hauptwartung konnte mithilfe umfangreicher Vorsorgemaßnahmen zum Schutz aller in der Anlage tätigen Per- sonen vor dem Covid-19-Virus planmäßig abgeschlossen werden.

Die Prüfungen sowie umfangreichen Wartungs- und Instandhaltungsmaßnahmen sorgen dafür, dass die Erdgasaufbereitungsanlage für die kommenden Jahre fit gehalten wird.

Um das in der Region geförderte Rohgas direkt vor Ort aufbereiten zu können, wurde 1972 die Erdgasaufbereitungsanlage Großenkneten eröffnet. Dort wurden bisher mehr als 200 Milliarden Kubikmeter Erdgas aufbereitet. Mit dieser Menge könnte man alle niedersächsischen Haushalte für mehr als 40 Jahre mit Energie versorgen. Insgesamt sind in der Anlage rund 150 Mitarbeiter für ExxonMobil tätig.

Foto und Text: ExxonMobil Production Deutschland GmbH.

Stilleweg 2 30655 Hannover Tel. 0511 643 0 Fax 0511 643 2304

Download unter www.lbeg.niedersachsen.de Stand: 03.06.2021 3

Vorwort

2020 war ein in jeder Hinsicht außerordentliches Jahr. Das gilt auch für die Rohstoffpreise. Die Pandemie-Lage und die damit zusammenhängende wirtschaftliche Situation haben die Nachfrage nach Rohöl gedämpft, und das führte auch zu vergleichsweise günstigen Preisen für Benzin und Diesel. Mittlerweile merken die Endverbraucher, dass die Rohölpreise wieder ihren alten Standard erreicht haben. Man sieht: Die Effekte solcher Krisen wirken sich nicht dauerhaft aus. Der Energiebedarf unserer modernen Industrienation ist ungebrochen – ja, er wird mittel- bis langfristig sogar weiter steigen. Es gehört zu den wichtigen Aufgaben der Energiewende, verantwortungsvoll mit Rohstoffen wie Erdöl und Erdgas umzugehen. Aktuell fahren in Deutschland noch gut neun von zehn neu zugelassenen Pkw mit Diesel oder Benzin. Zudem heizt in Deutschland fast jeder zweite Pri- vathaushalt mit Gas. Und abseits der Energieerzeugung dienen Öl und Gas als wertvolle Grundstoffe in vielen weiteren Wirtschaftszweigen. Zum Beispiel bei der Produktion von Me- dikamenten, Chemikalien, Dünger, Kunststoffen und Farben ist Erdöl nötig. Bei der Herstel- lung beispielsweise von Ammoniak, Methanol und – in der aktuellen Klimadebatte besonders wichtig – Wasserstoff wird Erdgas verwendet. Das zeigt uns, wie wesentlich Brückentechnologien bei der Energiewende sind. Erdöl und

Erdgas bleiben vorerst unverzichtbar. Und vor dem Hintergrund von CO2-Bilanzen spielen heimische Energieträger nach wie vor eine wichtige Rolle, um Importe und deren lange Trans- portwege überschaubar zu halten. Dennoch werden wir zunehmend Erdöl und Erdgas aus anderen Ländern beziehen müssen. Unser neuer Jahresbericht „Erdöl und Erdgas in der Bun- desrepublik Deutschland“ zeigt, dass die heimische Förderung weiterhin rückläufig ist. Er ent- hält alle Zahlen, Daten und Fakten zum Konzessionswesen, zu Bohraktivitäten, Exploration und Produktion sowie zu Reserven von Kohlenwasserstoffen. Aus technischen Gründen fiel der aufgrund der Erschöpfung der Lagerstätten stetige Rück- gang der Erdgasförderung mit mehr als 15 Prozent im Jahr 2020 deutlicher aus als in den Vorjahren. Die Erdölproduktion hat um 1,4 Prozent abgenommen. Auch wenn der Verbrauch der beiden Rohstoffe im Corona-Jahr 2020 keine ähnliche Zunahme wie in den Vorjahren in Deutschland zu verzeichnen hat, deckt der Anteil der heimischen Förderung von Erdöl und Erdgas nur noch einen Bruchteil des landesweiten Verbrauchs. Der weiter steigende Bedarf und die sinkenden Fördermengen zeigen die Abhängigkeit Deutschlands von Rohstoffimporten. Unsere Erdgasspeicher bilden hierfür eine wichtige Vo- raussetzung. Dass das Speichervolumen steigen soll, zeigt unser Jahresbericht in einem ei- genen Kapitel. Ich bedanke mich bei allen Beteiligten für die Erstellung dieses Berichtes und wünsche Ihnen, liebe Leserinnen und Leser, eine interessante Lektüre. Die Hintergrundinformationen zu den Themen Erdöl und Erdgas geben einen guten Überblick über das Thema – und die heimische Förderung.

Ihr Carsten Mühlenmeier Präsident des Landesamtes für Bergbau, Energie und Geologie 4

Inhalt

Verzeichnis der Tabellen ...... 5

Verzeichnis der Abbildungen und Anlagen ...... 6

Zusammenfassung ...... 7

Summary ...... 8

1 Bohraktivität ...... 9 1.1 Explorationsbohrungen ...... 9 1.2 Übersicht der Erdöl- und Erdgasbohrungen ...... 12 1.3 Bohrmeterleistung ...... 14 1.4 Klassifikation der Erdöl- und Erdgasbohrungen ...... 16

2 Geophysik ...... 18

3 Konzessionswesen ...... 19

4 Erdöl- und Erdgasproduktion ...... 24 4.1 Erdölförderung ...... 24 4.2 Erdgasförderung ...... 29

5 Erdöl- und Erdgasreserven ...... 34 5.1 Erdölreserven am 1. Januar 2021 ...... 34 5.2 Erdgasreserven am 1. Januar 2021 ...... 35 5.3 Reservendefinitionen...... 37

6 Untertage-Gasspeicherung ...... 39 6.1 Grundzüge der Untertage-Gasspeicherung ...... 39 6.2 Erdgas als Primärenergieträger, Aufkommen und Verbrauch ...... 40 6.3 Lage und Kenndaten der Speicher im Jahr 2020 ...... 41

7 Speicheranlagen für Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas ...... 47

8 Literatur und nützliche Links ...... 49

Anlagen 1-15: Übersichtskarten, Diagramme 5

Tabellen

Tab. 1: Explorationsbohrungen in 2020. Tab. 2: Feldesentwicklungsbohrungen in 2020. Tab. 3: Bohrmeterleistung 2015 bis 2020, aufgeteilt nach Bohrungskategorien. Tab. 4: Bohrmeterleistung 2020 in den Bundesländern und Explorations-/Produktionsge- bieten. Tab. 5: Geophysikalische Messungen 2020 - entfällt. Tab. 6: Veränderungen im Bestand der Erlaubnisse zur Aufsuchung von Kohlenwasserstof- fen in 2020.

Tab. 7: Erlaubnisse zur Aufsuchung von Kohlenwasserstoffen. Stand 31. Dezember 2020. Tab. 8: Erdöl-/Kondensat-, Erdölgas- und Erdgasproduktion (Rohgas) 2020. Tab. 9: Erdöl- und Erdölgasförderung 2016 bis 2020. Tab. 10: Erdölförderung und Erdölgasförderung der Felder 2020. Tab. 11: Verteilung der Erdölförderung 2018 bis 2020 auf die Produktionsgebiete. Tab. 12: Jahresförderungen 2019 und 2020 der förderstärksten Erdölfelder. Tab. 13: Erdgas- und Erdölgasförderung 2016 bis 2020. Tab. 14: Erdgasförderung der Felder 2020 (Rohgas ohne Erdölgas). Tab. 15: Verteilung der Erdgasförderung (Rohgas) 2018 bis 2020 auf die Produktionsge- biete. Tab. 16: Jahresförderungen 2019 und 2020 der förderstärksten Erdgasfelder. Tab. 17: Erdölreserven am 1. Januar 2021 aufgeteilt nach Bundesländern und Gebieten. Tab. 18: Erdgasreserven (Rohgas) am 1. Januar 2021 aufgeteilt nach Bundesländern und Gebieten. Tab. 19: Erdgasreserven (Reingas) am 1. Januar 2021 aufgeteilt nach Bundesländern und Gebieten. Tab. 20: Anteile der Energieträger am Primärenergieverbrauch (AGEB 2021). Tab. 21: Kenndaten der deutschen Erdgasspeicherung (Stand 31. Dezember 2020). Tab. 22: Untertagegasspeicherung nach Bundesländern (Stand 31. Dezember 2020). Tab. 23: Erdgas-Porenspeicher. Tab. 24a: Erdgas-Kavernenspeicher in Betrieb. Tab. 24b: Erdgas-Kavernenspeicher in Planung oder Bau. Tab. 25: Kavernenspeicher für Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas. 6

Abbildungen und Anlagen

Abb. 1: Bohrmeter der Erdöl- und Erdgasbohrungen von 1945 bis 2020. Abb. 2: Schematische Darstellung zur Klassifikation der Erdöl- und Erdgasbohrungen in Deutschland. Abb. 3: 3D-seismisch überdeckte Flächen der Erdöl- und Erdgassuche und der Untertage- Erdgasspeicherung. Abb. 4: Erlaubnisfelder für Kohlenwasserstoffe. Abb. 5: Erlaubnisfelder für Kohlenwasserstoffe in der deutschen Nordsee.

Anl. 1: Kohlenwasserstoff-Vorkommen in Deutschland. Rhät, Jura, Kreide und Tertiär. Anl. 2: Kohlenwasserstoff-Vorkommen in Deutschland. Paläozoikum und Buntsandstein. Anl. 3: Prospektive Gebiete, Erdölfelder und charakteristische Erdölstrukturen. Anl. 4: Prospektive Gebiete, Erdgasfelder und charakteristische Erdgasstrukturen. Anl. 5: Erdölförderung und Anzahl der produzierenden Felder 1945 bis 2020. Anl. 6: Erdgasförderung und Anzahl der produzierenden Felder 1945 bis 2020. Anl. 7: Stratigraphische Tabelle der produzierenden Erdöllagerstätten in Deutschland. Anl. 8: Stratigraphische Tabelle der produzierenden Erdgaslagerstätten in Deutschland. Anl. 9: Erdölförderung und -vorräte in den Gebieten nach Formationen aufgeteilt. Anl. 10: Erdgasförderung und -vorräte in den Gebieten nach Formationen aufgeteilt. Anl. 11: Entwicklung der Erdöl- und Erdgasreserven in Deutschland. Anl. 12: Verhältnis Reserven/Produktion. Anl. 13: Erdöl und Erdgas in Deutschland. Kumulative Produktion und Reserven. Anl. 14: Übersichtskarte der Untertagespeicher für Erdgas, Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas. Anl. 15: Entwicklung des Arbeitsgasvolumens in Untertage-Erdgasspeichern in Deutschland.

Zusammenfassung

Der vorliegende Bericht gibt einen Überblick Die Erdgasfördermenge des Jahres 2020 be- über die Ergebnisse der Exploration und Pro- trug 5,6 Mrd. m³ in Feldesqualität. Wegen der duktion von Erdöl und Erdgas sowie der Unter- Wartungsarbeiten an der Erdgasaufbereitungs- tage-Gasspeicherung in Deutschland im Jahre anlage Großenkneten fiel der aufgrund der Er- 2020. Grundlage sind Daten der Erdöl- und Erd- schöpfung der Lagerstätten stetige Rückgang gasgesellschaften und der Bergbehörden der der Erdgasförderung mit 15,1 Prozent im Jahr Länder, die vom LBEG regelmäßig erhoben 2020 deutlicher aus als in den Vorjahren. werden. Auch die Erdölförderung war abermals rückläu- Die Gesamtfläche der Erlaubnisfelder zur Auf- fig, wenn auch nur leicht. Verglichen mit dem suchung von Kohlenwasserstoffen hat sich ge- Vorjahr hat die Fördermenge um 1,4 Prozent genüber 2019 um weitere 11 000 km² auf abgenommen und betrug knapp 1,9 Mio. t (inkl. 35 500 km² verkleinert. Es wurde lediglich eine Kondensat). neue Erlaubnis in Rheinland-Pfalz erteilt. Erlo- schen sind Erlaubnisfelder bzw. Teile von Er- Die Summe der sicheren und wahrscheinlichen laubnisfeldern in Bayern, Brandenburg, Nieder- Erdgasreserven ist weiter zurückgegangen. Ge- sachsen, Nordrhein-Westfalen, Rheinland- genüber dem Vorjahr haben die Reserven um Pfalz, Sachsen-Anhalt und in der Nordsee. 3,4 Mrd. m³ abgenommen und beliefen sich auf 43,2 Mrd. m³ in Feldesqualität. Die in 2020 ent- Oberflächengeophysikalische Messungen zur nommene Fördermenge konnte also zu 40 Pro- Erkundung des Untergrundes nach Erdöl und zent durch neue Reserven ausgeglichen wer- Erdgas wurden in 2020 nicht durchgeführt. den.

Die Bohraktivität ist aufgrund der Folgen der Die Summe der sicheren und wahrscheinlichen Corona-Pandemie auf ein Allzeittief gesunken. Erdölreserven hat gegenüber dem Vorjahr um Die Bohrmeterleistung erreichte nur noch 0,6 Mio. t abgenommen und betrug 27,4 Mio. t. 6220 m. Zwei Drittel der in 2020 entnommenen Förder- menge konnte also durch neue Reserven aus- Die Anzahl der aktiven Explorationsbohrpro- geglichen werden. jekte ist gegenüber dem Vorjahr von zwölf auf eines zurückgegangen. Weitere sechs Explora- Das technisch nutzbare Arbeitsgasvolumen der tionsbohrungen hatten ihre Endteufe bereits vor Untertage-Erdgasspeicher hat sich im Vergleich 2020 erreicht, aber noch kein Ergebnis erhal- zum Vorjahr um 0,2 Mrd. m³ auf 23,7 Mrd. m³ ten. Vier Explorationsbohrungen wurden in verringert. Nach gegenwärtigen Planungen soll 2020 mit endgültigem Ergebnis abgeschlossen; das Arbeitsgasvolumen jedoch um weitere davon war nur eine fündig. 2,5 Mrd. m³ ausgebaut werden.

Die Anzahl der aktiven Feldesentwicklungsboh- rungen ist gegenüber 16 im Vorjahr auf sechs zurückgegangen. Weitere zehn Bohrungen hatten ihre Endteufe bereits vor 2020 erreicht, aber noch kein Ergebnis erhalten. Sechs Bohrungen wurden in 2020 mit erfolgreichem Ergebnis abgeschlossen und wurden fündig.

Summary

This report summarizes the results of oil and Gas production continued to decline due to gas exploration and production, as well as un- steady depletion of the reservoirs and this derground gas storage activity in Germany for year's maintenance work on the Grossenkneten 2020. The report is based on data provided by gas processing plant. Compared to the previous oil and gas companies, as well as state mining year, annual production fell by 15.1 percent and authorities on regular request by the LBEG. amounted to 5.6 billion m³ (field quality).

Compared to 2019, the total area of exploration Oil production also fell again, albeit only slightly. licenses has decreased by a further 11,000 km² Compared to the previous year, it decreased by to 35,500 km². Only one new exploration license 1.4 percent and amounted to just under 1.9 mil- was granted in Rhineland-Palatinate. Explora- lion tons (including condensate). tion licenses or parts thereof have expired in Bavaria, Brandenburg, Lower Saxony, North Combined proven and probable gas reserves Rhine-Westphalia, Rhineland-Palatinate, Sax- continued to decline. Compared to the previous ony-Anhalt and the North Sea. year, the reserves decreased by 3.4 billion m³ and amounted to 43.2 billion m³ in field quality. Geophysical measurements to explore the sub- 40 percent of the annual gas production could surface for oil and gas were not carried out in thus be replaced by new reserves. 2020. Combined proven and probable oil reserves de- Due to the effects of the coronavirus pandemic, creased by 0.6 million tons to 27.4 million tons. drilling meterage has fallen to an all-time low Two-thirds of the oil produced in 2020 could and amounted to only 6,220 m. thus be replaced by new reserves.

The number of active exploration drilling pro- The available working gas volume of German un- jects has declined from twelve in the previous derground gas storage facilities decreased by year to only one in 2020. A further six explora- 0.2 billion m³ to 23.7 billion m³. According to cur- tion wells had yet to report results, after reach- rent plans the working gas volume is to be in- ing their final depth before 2020. In total, four creased by 2.5 billion m³ in the future. exploration wells completed in 2020 with final results, one of these found gas.

The number of active development wells decreased to six from 16 in the previous year. An- other ten wells had reached their target depth before 2020 without reporting final results. In total, six projects reported successful results in 2020 and found oil.

1 Bohraktivität

Nachdem die inländische Bohraktivität in 2019 Aufgrund der Folgen der Corona-Pandemie noch kräftig zugelegt hatte, ist sie in 2020 auf wurden zahlreiche der für 2020 geplanten Boh- ein Allzeittief gesunken. Dies wird nicht nur bei rungen nicht durchgeführt. Nach dem Lock- den Bohrmetern deutlich, sondern auch bei der down im März 2020 wurde nur mehr eine Boh- Anzahl der aktiven Bohrungen (Bohrungen, in rung im Mai niedergebracht. Danach ist die denen Bohrmeter angefallen sind). Die Anzahl Bohraktivität zum Erliegen gekommen. der aktiven Bohrungen ist gegenüber dem Vor- jahr von 28 auf sieben gesunken (Kap. 1.2).

Die Bohrmeterleistung hat gegenüber dem Vor- jahreswert um 87 Prozent verloren (Kap. 1.3).

1.1 Explorationsbohrungen

Explorationsbohrungen haben das Ziel, neue hatten ihre Endteufe bereits vor 2020 erreicht, Felder bzw. Teilfelder zu erschließen, den Un- aber noch kein Ergebnis erhalten. tergrund zu erkunden oder aufgegebene Felder wieder zu erschließen (Kapitel 1.4). Im Folgenden sollen die Ziele und Ergebnisse der Bohrprojekte näher vorgestellt werden. In der Zusammenstellung der Explorationsboh- rungen des Jahres 2020 werden sieben Boh- rungen geführt (Tab. 1). Davon war lediglich eine Bohrung aktiv. Sechs weitere Bohrungen

Aufschlussbohrungen

Gebiet Oder-Neiße-Elbe auf einem anderen Störungsblock. Das Zielge- biet wurde anhand der 2D-seismischen Unter- Mit der Bohrung Barth 11 (CEP1) (Anl. 2) wurde suchungen aus den Jahren 2009/10 festgelegt. die Untersuchung des Staßfurt-Karbonats der Die Bohrung hat das Staßfurt-Karbonat wie er- Struktur Barth bei Saal in Mecklenburg-Vor- wartet in der Plattformhangfazies ölführend an- pommern nach über 30 Jahren erneut aufge- getroffen und auf einer Strecke von knapp nommen. Die letzte Ölbohrung im Bereich die- 1000 m eine vertikale Mächtigkeit von etwa ser Struktur war die Bohrung Barth 9 aus dem 20 m horizontal aufgeschlossen. Die Bohrung Jahre 1978. Die bislang einzige produzierende hatte ihre Endteufe von 3863 m im Staßfurt- Sonde war die Bohrung Barth 6 aus dem Jahre Karbonat bereits in 2011 erreicht. In einem ers- 1965. Die Produktion war bereits in 1986 bei ei- ten Kurzzeittest wurden 76 m³ leichtes Öl ohne ner kumulativen Fördermenge von etwas mehr Formationswasser mit niedrigen Zuflussraten als 1000 t aufgegeben worden. Der Ansatz- getestet. In 2014 wurde der horizontal durch- punkt der Bohrung Barth 11 liegt etwa 2 km süd- teufte Träger in zehn Bohrlochabschnitten hin- westlich der ehemals produzierenden Sonde tereinander hydraulisch stimuliert. In 2020

1 Auftraggeber bzw. federführende Firma, Abkürzungen siehe Tab. 2 10

wurde die Bohrung wurde als nicht fündig ein- Anschluss an das Abteufen in 2011 geplant gestuft und soll in 2021 verfüllt werden. war, steht noch aus.

Gebiet Weser-Ems Oberrheintal

Im Westen der Konzession Bramsche-Erweite- Die Bohrung Schwegenheim 1 (Neptune) (Anl. rung wurde in 2011 die Bohrung Lünne 1 2) untersuchte eine strukturelle Hochlage im (EMPG) (Anl. 1) abgeteuft. Sie gehört zum Ex- Oberrheingraben analog der Situation der Ölla- plorationsprogramm der EMPG, mit dem das gerstätte Römerberg auf Ölführung, die in der Shale-Gas-Potenzial des Wealden und des Po- 3D-Seismik Römerberg-Südwest aus dem sidonienschiefers im Niedersächsischen Be- Jahre 2011 identifiziert wurde. Primäre Zielhori- cken bewertet werden sollte. Der Wealden zonte waren wie in Römerberg die Reservoir- wurde in einer Mächtigkeit von etwa 550 m an- Sandsteine im Buntsandstein. Potenzielle Re- getroffen, der Posidonienschiefer in einer servoire im Muschelkalk und Keuper stellten die Mächtigkeit von knapp 25 m. In beiden Forma- sekundären Ziele dar. Der Landepunkt der Boh- tionen wurde für weiterführende Laboruntersu- rung bezogen auf Top Buntsandstein liegt un- chungen umfangreich gekernt. Die Bohrung gefähr 6 km südwestlich der Fundbohrung von wurde bei 1575 m wie geplant im Keuper einge- Römerberg. Die Bohrung hat die Zielformatio- stellt und zur Lünne 1a abgelenkt, um den Po- nen etwa in den prognostizierten Teufen aufge- sidonienschiefer horizontal aufzuschließen. schlossen und wurde bei einer Endteufe von Nach einer Strecke von knapp 250 m im Po- 2415 m im Buntsandstein eingestellt. Anschlie- sidonienschiefer wurde die Bohrung bei einer ßend wurden umfangreiche Fördertests durch- Endteufe von 1677 m eingestellt. Eine hydrauli- geführt. Ein abschließendes Ergebnis der Boh- sche Trägerstimulation, die zur Ermittlung des rung stand Ende 2020 noch aus. Förderpotenzials erforderlich ist und direkt im

Teilfeldsuchbohrungen

Gebiet Weser-Ems der Bohrung Stand Ende 2020 noch aus.

Die Bohrung Düste Z10 (Wintershall Dea) (Anl. Gebiet westlich der Ems 2) sollte das Potenzial in den Sandsteinen des Oberkarbon erneut erkunden, nachdem die För- Das Ziel der Bohrung Adorf Z15 (Neptune) derung der 1995 abgeteuften und hydraulisch (Anl. 2) war die Untersuchung der langgestreck- stimulierten Düste Z9a nach wenigen Jahren ten strukturellen Hochlage im Oberkarbon un- wegen technischer Probleme eingestellt wor- terhalb der bekannten Zechstein-Erdgaslager- den war. Die Bohrung wurde 2012 abgeteuft stätte Adorf. Das Zielgebiet liegt südlich der E- und traf die Sandsteine gasführend in einer W-verlaufenden regionalen Hauptstörung der mehrere hundert Meter mächtigen Wechsel- Struktur. Dort sollte eine natürlich geklüftete folge mit Tonsteinen an. Es wurden sechs Bohr- Gaslagerstätte analog zur Erdgaslagerstätte kerne mit einer Gesamtlänge von ca. 130 m ge- Ringe, die auf demselben Strukturzug etwa 5 zogen. Die geplanten hydraulischen Stimulie- km weiter westlich liegt, erschlossen werden. rungen im Anschluss an die Bohrphase wurden Sekundäre Ziele der Bohrung waren strukturelle bislang nicht durchgeführt. In 2018/2019 wur- Hochlagen im Mittleren Buntsandstein und im den in mehreren Maßnahmen die Lage des Bentheim-Sandstein. Das Staßfurt-Karbonat Gas-Wasser-Kontaktes, geomechanische Pa- wurde bedingt durch die bisherige Förderung rameter und Permeabilität ermittelt sowie eine aus der Lagerstätte Adorf im Druck abgesenkt Simulation der geplanten hydraulischen Stimu- erwartet. Am Jahresende 2019 stand die Boh- lierung durchgeführt. Das endgültige Ergebnis rung bei 2855 m im Leine-Steinsalz. Im ersten 11

Quartal 2020 hat die Bohrung die Sandsteine wurde nach Durchführung von Fördertests für des Oberkarbon gasführend erschlossen und gasfündig erklärt.

Wiedererschließungsbohrungen

Alpenvorland dem direkt überlagernden Nebenziel (Li- thothamnienkalk) wurde noch ein weiteres, tie- Mit der Bohrung RAG Ampfing 1 (RDG) fer liegendes Nebenziel im Gault-Sandstein (Anl. 1) wurde Anfang 2016 das ehemalige Feld identifiziert. Der Gault-Sandstein ist in der Re- Ampfing hinsichtlich einer wirtschaftlichen Wie- gion Ampfing noch nicht erfolgreich als Träger dererschließung untersucht. Ampfing war der entwickelt worden und sollte in günstiger struk- erste Erdöl- und Erdgasfund im deutschen Teil tureller Position auf Kohlenwasserstoffführung des östlichen Alpenvorlandes. Der Fund gelang und Lagerstätteneigenschaften getestet wer- bereits 1953 nach kurzer seismischer Vorerkun- den. Der Ampfing-Sandstein und der Lithotham- dung. Aus der Erdöllagerstätte im Ampfing- nienkalk wurden in der erwarteten Teufe ange- Sandstein, in der sich eine primäre Gaskappe troffen. Der Ampfing-Sandstein hat zwar gute entlöst hatte, wurden seit 1954 0,55 Mio. t Erdöl Reservoir-Eigenschaften, ist aber hoch verwäs- und 1,4 Mrd. m³ Erdölgas gefördert. 1988 wurde sert. Der Lithothamnienkalk ist relativ dicht. Der das Feld aus wirtschaftlichen Gründen aufgege- Gault-Sandstein wurde etwas tiefer als erwartet ben. Das Ziel der Bohrung war, in den Bereich und verwässert angetroffen. Die Bohrung wurde der ursprünglichen Gaskappe zu bohren, um zu ohne Teste auf einen strukturell tiefer liegen- prüfen, ob aufgrund der langjährigen Entnahme den, aber möglicherweise ölführenden Bereich durch die Förderung Erdöl in diesen Bereich des Ampfing-Sandsteins zur Schicking 2a mit eingewandert ist. Die Bohrung hat das primäre dem Nebenziel gasführender Lithothamnien- Ziel, den Ampfing-Sandstein, in der erwarteten kalk abgelenkt. Beide Ziele wurden einige Meter Tiefe, aber geringmächtiger als erwartet er- tiefer als erwartet und stark verwässert ange- schlossen. Beim Test auf den Ampfing-Sand- troffen. Daraufhin wurde die Bohrung auf eine stein floss Formationswasser mit Öl- und Gas- strukturell günstigere Position zur Schi- spuren zu. Der optionale Test auf das Neben- cking 2b erneut abgelenkt. Der Ampfing-Sand- ziel Lithothamnienkalk wurde nicht durchge- stein und der Lithothamnienkalk wurden in der führt. In 2020 wurde die Bohrung für nicht fündig erwarteten Tiefe und mit höheren KW- erklärt. Anzeichen als in der Schicking 2a angetroffen. Aufgrund der Ergebnisse der Fluid-Proben- Die Bohrung Schicking 2 (RDG) (Anl. 1) sollte nahme (MDT) im Ampfing-Sandstein und der die Grundannahmen für das Wiedererschlie- Auswertung der Bohrlochmessungen wurde ßungskonzept im östlichen Teil der Lagerstätte entschieden, die Bohrung zu verrohren und ei- Ampfing prüfen und Daten für ein genaueres nen Langzeitfördertest durchzuführen. Der im Lagerstättenmodell liefern. Neben detaillierten Winter 2019/2020 durchgeführte abschlie- Kernanalysen sollten die Sättigungs- wie auch ßende Fördertest erbrachte ein negatives Re- die aktuellen Druckverhältnisse im Bereich der sultat und die Bohrung wurde als nicht fündig ursprünglichen Gaskappe des Ampfing-Sand- bewertet. Das Bohrloch wurde zur Prüfung ei- steins und des dynamisch in Verbindung ste- ner möglichen Nachnutzung für erneuerbare henden Lithothamnienkalks bestimmt werden. Energien offengehalten. Neben dem Hauptziel (Ampfing-Sandstein) und 12

1.2 Übersicht der Erdöl- und Erdgasbohrungen

Die Anzahl der aktiven Bohrungen hat gegen- über dem Vorjahr von 28 auf sieben abgenommen. Als „aktiv“ werden in diesem Bericht jene Bohrungen bezeichnet, die im Berichtsjahr zur Bohrleistung beigetragen haben. Zusätzlich waren weitere 16 Bohrungen in Bearbeitung, die bereits vor 2020 die Endteufe erreicht, aber noch kein endgültiges Ergebnis erhalten hatten.

In den Tabellen 1 und 2 sind die Erdöl- und Erd- gasbohrungen des Jahres 2020 mit ihren Er- gebnissen bzw. ihren Status zum Jahresende 2020 zusammengestellt. Speicherbohrungen werden in dieser Übersicht nicht berücksichtigt.

Zwölf der insgesamt 23 Bohrungen haben ein Ergebnis erhalten; davon waren sieben erfolgreich und wurden fündig. Bohrungen, die ihre Endteufe erreicht haben, über deren Ergebnis aber noch nicht abschließend befunden wurde, werden in der Statistik mit dem Status „noch kein Ergebnis" geführt.

Tab. 1: Explorationsbohrungen in 2020. Bohrlokationen siehe Anl. 1 und 2.

Ost Nord Horizont Name Operator Status Zielhorizont ET (UTM) (UTM) bei ET

Aufschlussbohrung (A3) Oder-Neiße-Elbe Barth 111 CEP 33337480 6021579 nicht fündig Staßfurt-Karb. 3863,0 Staßfurt-Karb. Weser-Ems Lünne 1a1 EMPG 32394004 5807959 n.k.E. Lias Epsilon 1677,4 Lias Epsilon Oberrheintal Schwegenheim 11 Neptune 32452440 5458897 n.k.E. Buntsandstein 2415,0 Buntsandstein

Teilfeldsuchbohrung (A4) Weser-Ems Düste Z101 Wintershall Dea 32465081 5839579 n.k.E. Oberkarbon 3170,0 Oberkarbon Westlich der Ems Adorf Z15 Neptune 32364263 5829518 gasfündig Oberkarbon 3742,0 Oberkarbon

Wiedererschließungsb. (A5) Alpenvorland RAG Ampfing 11 RDG 32754804 5349241 nicht fündig Eozän 2150,0 Oberkreide Schicking 2b1 RDG 32754797 5349248 nicht fündig Eozän 1972,0 Oberkreide

Status mit Stand vom 31. Dezember 2020; 1: Endteufe vor 2020 erreicht; n.k.E.: noch kein Ergebnis 13

Tab. 2: Feldesentwicklungsbohrungen in 2020.

Name Operator Zielhorizont Status

Produktionsbohrungen (B2) Nördlich der Elbe Mittelplate-A 29 (6.) Wintershall Dea Dogger Beta-Sandstein ruht Mittelplate-A 301 Wintershall Dea Dogger Beta-Sandstein ölfündig Elbe-Weser Bötersen Z111 EMPG Rotliegend-Sandsteine noch kein Ergebnis Hankensbüttel-Süd 961 Wintershall Dea Dogger Beta-Sandstein noch kein Ergebnis Völkersen-Nord Z4c1 Wintershall Dea Rotliegend-Sandsteine noch kein Ergebnis Weser-Ems Leer Z5 (6.)1 Vermilion Rotliegend-Sandsteine noch kein Ergebnis Päpsen Z1d (3.) Wintershall Dea Staßfurt-Karbonat technisch fehl Westlich der Ems Emlichheim 190 Wintershall Dea Bentheim-Sandstein ölfündig Emlichheim 1921 Wintershall Dea Bentheim-Sandstein ölfündig Ringe 6 Wintershall Dea Bentheim-Sandstein ölfündig Rühlermoor 273 (3.)1 Neptune Bentheim-Sandstein ölfündig Rühlermoor 353a1 Neptune Bentheim-Sandstein ölfündig

Hilfsbohrungen (B3) Elbe-Weser Hankensbüttel-Süd 97 (2.)1 Wintershall Dea Dogger Beta-Sandstein noch kein Ergebnis Vorhop H2a Vermilion Dogger Beta-Sandstein technisch fehl Westlich der Ems Emlichheim 5221 Wintershall Dea Bentheim-Sandstein noch kein Ergebnis Emlichheim 526 Wintershall Dea Bentheim-Sandstein noch kein Ergebnis

CEP – CEP Central European Petroleum GmbH Status mit Stand vom 31. Dezember 2020 EMPG – ExxonMobil Production Deutschland GmbH 1 : Endteufe vor 2020 erreicht Neptune – Neptune Energy Deutschland GmbH RDG – RDG GmbH & Co. KG Vermilion – Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Wintershall Dea – Wintershall Dea Deutschland GmbH

1.3 Bohrmeterleistung

Hatte die inländische Bohraktivität in 2019 noch Die regionale Verteilung der Bohrmeter auf die kräftig zugelegt, ist sie in 2020 auf ein Allzeittief Bundesländer bzw. die Explorations- und Pro- gesunken. Dies wird vor allem in der Bohrme- duktionsgebiete ist in Tabelle 4 dargestellt. terleistung deutlich. Sie ist bedingt durch die Folgen der Corona-Pandemie um 87 Prozent Die Grafik in Abbildung 1 veranschaulicht die auf 6220 m gesunken. historische Entwicklung der Bohrtätigkeit anhand der Bohrmeter seit 1945. In der Tabelle 3 ist die Bohrmeterleistung 2020 den Werten der vorangehenden fünf Jahren ge- genübergestellt.

Tab. 3: Bohrmeterleistung 2015 bis 2020, aufgeteilt nach Bohrungskategorien.

Jahr Bohrmeter Explorationsbohrungen Feldesentwicklungsbohrungen

A3 A4 A5 B1 B2 B3 m % m % m % m % m % m % m % 2015 32773 100 1513 4,6 5577 17,0 2376 7,3 452 1,4 21120 64,4 1734 5,3 2016 37126 100 6985 18,8 1495 4,0 5499 14,8 4193 11,3 16750 45,1 2205 5,9 2017 33416 100 2031 6,1 5249 15,7 1115 3,3 - - 22156 66,3 2865 8,6 2018 25961 100 - - 5507 21,2 457 1,8 1236 4,8 16666 64,2 2095 8,1 2019 43416 100 3435 7,9 13620 31,4 6105 14,1 744 1,7 18168 41,8 1344 3,1 2020 6220 100 - - 887 14,3 - - - - 3263 52,5 2070 33,3 Mittelwert 34538 100 2793 8,1 6290 18,2 3110 9,0 1325 3,8 18972 54,9 2049 5,9 2015-2019

Tab. 4: Bohrmeterleistung 2020 in den Bundesländern und Explorations-/Produktionsgebieten.

Bundesland / Gebiet Exploration Feldesentwicklung Summe Anteil

A3 A4 A5 B1 B2 B3 Bundesland m m m m m m m % Niedersachsen - 887,0 - - 3248,0 2070,0 6205,0 99,8 Schleswig-Holstein - - - - 14,6 - 14,6 0,2

Gebiet Nördlich der Elbe - - - - 14,6 - 14,6 0,2 Elbe-Weser - - - - - 725,0 725,0 11,7 Weser-Ems - - - - 346,5 - 346,5 5,6 Westlich der Ems - 887,0 - - 2901,5 1345,0 5133,5 82,5

m 900 000 Bohrmeter

800 000

700 000

600 000

500 000

400 000

300 000

200 000

100 000 6220 m

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020

Abb. 1: Bohrmeter der Erdöl- und Erdgasbohrungen (ohne Speicherbohrungen) von 1945 bis 2020. 16

1.4 Klassifikation der Erdöl- und Erdgasbohrungen

Für die in Deutschland abgeteuften Bohrungen A3 Aufschlussbohrung (new field wildcat) gilt seit 1.1.1981 verbindlich die folgende, von Sie hat die Aufgabe, ein neues Erdöl- oder Bergbehörden, Geologischem Dienst und der Erdgasfeld zu suchen. Erdölindustrie gemeinsam erarbeitete Boh- rungsklassifikation: A4 Teilfeldsuchbohrung (new pool test: new tectonic block, new facies area, deeper or shallower horizon, etc.) A Explorationsbohrung (exploration well) Sie sucht entweder ein von produzieren- Sie hat die Aufgabe, den Untergrund auf den Flächen abgetrenntes Teilfeld in dem- die Voraussetzungen für die Kohlenwas- selben produktiven Horizont, wobei sie in serstoffgenese und -akkumulation bzw. der Regel nicht weiter als 5 km von einem auf das Auftreten wirtschaftlich förderbarer bereits erschlossenen Feld entfernt steht, Vorkommen zu untersuchen. Sie erfüllt oder einen neuen erdöl- oder erdgasfüh- alle Voraussetzungen, um den Auf- renden Horizont unterhalb oder oberhalb schlussverpflichtungen der Erdölgesell- einer erschlossenen Lagerstätte. Dieser schaften zur Suche nach Kohlenwasser- neue Horizont gehört in der Regel einer stoffen in den ihnen verliehenen Gebieten anderen stratigraphischen Stufe (z.B. Mitt- zu genügen. lerer Buntsandstein, Unterer Keuper, Rot- liegend) an als die Lagerstätte.

A1 Untersuchungsbohrung (shallow stratigraphic test, structure test) A5 Wiedererschließungsbohrung (field reacti- Sie dient der geologischen Vorerkundung. vation well) Es handelt sich meist um eine Bohrung ge- Sie dient der Untersuchung aufgelassener ringerer Teufe, die zur Klärung tektoni- Lagerstätten im Hinblick auf die Beurtei- scher, fazieller, geochemischer etc. Fra- lung und Erprobung neuer Fördermetho- gen abgeteuft wird. Im Allgemeinen hat sie den zur evtl. Wiedererschließung. Ihre nicht die Aufgabe, Erdöl- oder Erdgasan- Nummerierung erfolgt vierstellig, begin- sammlungen zu suchen. Ihre Nummerie- nend mit 2001. rung erfolgt vierstellig, beginnend mit 1001.

B Feldesentwicklungsbohrung (develop- A2 Basisbohrung (deep stratigraphic test) ment well) Sie erkundet in großen Teufen solche Schichtfolgen, über die bisher nur geringe Kenntnisse vorliegen, mit dem Ziel, Mut- B1 Erweiterungsbohrung (outpost, extension tergesteine und/oder Speichergesteine well, step out well) nachzuweisen. Da sie ohne genaue Sie verfolgt einen bereits produzierenden Kenntnis der erdölgeologischen Verhält- Horizont entweder im Anschluss an eine nisse abgeteuft wird, hat sie nicht die un- fündige Bohrung oder im Gebiet eines mittelbare Aufgabe, eine Erdöl- oder Erd- Erdöl- oder Erdgasfeldes bei Kenntnis un- gaslagerstätte zu suchen. komplizierter Lagerungsverhältnisse. Die

Entfernung beträgt ein Mehrfaches des für B3 Hilfsbohrung (injection well, observation Produktionsbohrungen angemessenen well, disposal well, etc.) Abstandes. Die Hilfsbohrung trägt als Einpressboh- rung (zur Druckerhaltung oder zur Erhö- hung des Ausbeutegrades), Beobach- B2 Produktionsbohrung (production well, ex- tungsbohrung, Schluckbohrung etc. indi- ploitation well) rekt zur Förderung des Erdöls oder des Sie wird innerhalb eines Erdöl- und Erd- Erdgases bei. Fündige Hilfsbohrungen gasfeldes niedergebracht, um einen oder werden in Produktionsbohrungen umklas- mehrere bekannte erdöl-/erdgasführende sifiziert. Horizonte flächenhaft zu erschließen und in Förderung zu nehmen.

B2 B2 A2 A1 A5 A4 A3 B3B3 A4 A3 B1A4 A4 A3

Erdöl / Erdgaslagerstätte erschöpft ? ?

Abb. 2: Schematische Darstellung zur Klassifikation der Erdöl- und Erdgasbohrungen in Deutschland.

2 Geophysik

In 2020 wurden keine oberflächengeophysikali- schen Messungen zur Erkundung des Unter- grundes nach Erdöl und Erdgas durchgeführt.

In Abbildung 3 sind die durch 3D-Seismik über- deckten Flächen der Erdöl- und Erdgasindustrie zusammengestellt.

Abb. 3: 3D-seismisch überdeckte Flächen der Erdöl- und Erdgassuche und der Untertage-Erdgasspeicherung (ohne küstenferne Nordsee). Nach Auftraggebern bzw. federführenden Firmen zusammengefasst. 1: EMPG, 2: EWE, 3: GASAG, 4: Neptune, 5: NAM, 6: OMV, 7: RDG, 8: E.ON, 9: Wintershall Dea, 11: GAZPROM, 12: CEP, 13: FGT, 14: Rhein Petroleum. 19

3 Konzessionswesen

Im Jahr 2020 hat sich die Konzessionsfläche verkleinert worden. Das hatte die o.g. Verringe- zur Aufsuchung von Kohlenwasserstoffen wei- rung der Konzessionsfläche um etwa ter verkleinert. Seit 2014 hat sie damit stetig ab- 11 000 km² zur Folge. genommen. Es wurde nur ein Erlaubnisfeld neu erteilt. Demgegenüber sind zahlreiche Erlaub- Die Flächenabnahme war in Nordrhein-Westfa- nisfelder erloschen oder wurden verkleinert. len mit etwa 5500 km² am größten. Allerdings betrug die effektive Verkleinerung durch die Gegenüber dem Vorjahr hat sich die Summe Überlagerung von Erlaubnisfeldern zur gewerb- der Flächen von Bergbauberechtigungen zur lichen Aufsuchung und zu wissenschaftlichen Aufsuchung von Kohlenwasserstoffen um etwa Zwecken „nur“ etwa 4100 km². In Niedersach- 11 000 km² verkleinert und betrug Ende 2020 sen inkl. der Nordsee hat die Fläche der Erlaub- noch 35 500 km². Das entspricht ziemlich ge- nisfelder um etwa 4500 km² abgenommen, in nau noch einem Drittel der Fläche von 2013. Bayern um 600 km², in Sachsen-Anhalt um etwa 170 km², in Brandenburg um etwa 160 km² Das einzige neu erteilte Erlaubnisfeld liegt in und in Rheinland-Pfalz um etwa 100 km². Rheinland-Pfalz und hat eine Fläche von etwa 114 km². Der Bestand der Erlaubnisfelder zur Aufsu- chung von Kohlenwasserstoffen und dessen 20 Erlaubnisfelder sind durch Fristablauf, Auf- Veränderungen sind in den Tabellen 6 und 7 hebung oder Widerruf erloschen bzw. infolge sowie in den Abbildungen 4 und 5 (in Abb. 5 von Teilverlängerungen oder Teilaufhebungen ohne Veränderungen im Bestand) dargestellt

Tab. 6: Veränderungen im Bestand der Erlaubnisse zur Aufsuchung von Kohlenwasserstoffen in 2020.

Nr. Name Inhaber Bundesland

Neu erteilte Erlaubnisse

35 Erlenbach Neptune Energy Deutschland GmbH Rheinland-Pfalz

Teilaufhebungen und Teilverlängerungen

134 Taaken-Rest (jetzt Reeßum) Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 157 Dümmersee-Uchte (jetzt Bahrenborstel) Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 14_03 Weesen (jetzt Weesen I) Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 17_02 Hümmling-Restfläche (jetzt Flechum) BEB Erdgas und Erdöl GmbH & Co. KG Niedersachsen 20008/71 H15, 16, 17, 18, L1, 2, 3, 4, 5 (jetzt ONE-Dyas B.V., Neptune Energy Germany B.V., Hansa Hy- Nordsee (Niedersach- NE3-0005-01) drocarbons Ltd. sen)

Erloschene Erlaubnisse

6 Schwaben Wintershall Dea Deutschland GmbH Bayern 7 Kerkwitz-Guben Neptune Energy Deutschland GmbH Brandenburg 149 Ridderade-Ost Wintershall Dea Deutschland GmbH Niedersachsen 01001 Unterweser Wintershall Dea Deutschland GmbH Nieders., Bremen 11001 Werder Wintershall Dea Deutschland GmbH Niedersachsen 13_03 Prezelle Geo Exploration Technologies GmbH Niedersachsen 16_06 Weste Geo Exploration Technologies GmbH Niedersachsen 27 CBM-RWTH (wissensch. Zwecke) RWTH Aachen Nordrhein-Westfalen 40 Nordrhein-Westfalen Nord Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Nordrhein-Westfalen 59 Haard-Gas Mingas-Power GmbH Nordrhein-Westfalen 17 Limburgerhof Palatina GeoCon GmbH & Co. KG Rheinland-Pfalz 31 Drusweiler Neptune Energy Deutschland GmbH Rheinland-Pfalz 32 Neuburg am Rhein Neptune Energy Deutschland GmbH Rheinland-Pfalz 1 Thielbeer Geo Exploration Technologies GmbH Sachsen-Anhalt Quelle: zuständige Bergverwaltungen Nr. entsprechend Abb. 4 und 5 20

Tab. 7: Erlaubnisse zur Aufsuchung von Kohlenwasserstoffen. Stand 31. Dezember 2020.

Nr. Name Inhaber Bundesland

Bayerisches Staatsministerium für Wirtschaft und Medien, Energie und Technologie

4 Salzach-Inn RDG GmbH & Co. KG Bayern 9 Grafing Wintershall Dea Deutschland GmbH Bayern 19 Mindelheim Rhein Petroleum GmbH Bayern 22 Starnberger See (großr. Aufsuch.) Terrain Energy Germany GmbH Bayern 25 Egmating (großr. Aufsuchung) Terrain Energy Germany GmbH Bayern 27 Grafing Süd Wintershall Dea Deutschland GmbH Bayern 28 Velden-Teising (großr. Aufsuch.) Genexco Gas GmbH Bayern

Bergamt Stralsund

3 Plantagenetgrund KW CEP Central European Petroleum GmbH Mecklenburg-Vorpom. 6 Oderbank KW CEP Central European Petroleum GmbH Mecklenburg-Vorpom. 7 Ribnitz CEP Central European Petroleum GmbH Mecklenburg-Vorpom.

Bezirksregierung Arnsberg

2 Julix Mingas-Power GmbH Nordrhein-Westfalen 5 Sabuela Mingas-Power GmbH Nordrhein-Westfalen 12 Wilhelmine Gas Minegas GmbH Nordrhein-Westfalen 13 Borussia Gas Minegas GmbH Nordrhein-Westfalen 18 Phönix RWE Power Aktiengesellschaft Nordrhein-Westfalen 20 Harpen-Gas RWE Power Aktiengesellschaft Nordrhein-Westfalen 21 Ahsen-Gas Mingas-Power GmbH Nordrhein-Westfalen 22 Alstaden-Gas Minegas GmbH Nordrhein-Westfalen 24 Mevissen-Gas Minegas GmbH Nordrhein-Westfalen 25 Rheurdt-Gas Mingas-Power GmbH Nordrhein-Westfalen 26 Suderwich-Gas Minegas GmbH Nordrhein-Westfalen 35 Wehofen-Gas Mingas-Power GmbH Nordrhein-Westfalen 42 Norddeutschland-Gas Mingas-Power GmbH Nordrhein-Westfalen 43 Voerde-Gas Mingas-Power GmbH Nordrhein-Westfalen

Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie

039 Lingen (Zusammenlegung) Neptune Energy Deutschland GmbH Niedersachsen 071 Münsterland Oldenburgische Erdölgesellschaft mbH Niedersachsen 077 Oldenburg Oldenburgische Erdölgesellschaft mbH Niedersachsen 082 Jade-Weser Oldenburgische Erdölgesellschaft mbH Niedersachsen 086 Jeverland Oldenburgische Erdölgesellschaft mbH Niedersachsen 092 Cuxhaven-Verkleinerung Wintershall Dea Deutschland GmbH Nieders., Hamburg 135 Rotenburg Wintershall Dea Deutschland GmbH Niedersachsen 143 Delmenhorst-Elsfleth BEB Erdgas und Erdöl GmbH & Co. KG Niedersachsen 144 Harpstedt Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 150 Scholen Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 153 Verden Verkleinerung Wintershall Dea Deutschland GmbH Niedersachsen 233 Heide-Restfläche Wintershall Dea Deutschland GmbH Schleswig-Holstein 513 Hamwiede Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 517 Ahrensheide Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 98003 Celle Wintershall Dea Deutschland GmbH Niedersachsen 01004 Krummhörn BEB Erdgas und Erdöl GmbH & Co. KG Niedersachsen 01_18 Bedekaspel Verkleinerung Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 12_10 Heemsen-Verkleinerung RDG Niedersachsen GmbH Niedersachsen 13_01 Geldsackplate Hansa Hydrocarbons Ltd., ONE-Dyas B.V. Niedersachsen 13_05 Laarwald Wintershall Dea Deutschland GmbH Niedersachsen 14_02 Ossenbeck Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 16_03 Aller Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 18_01 Bramsche I BEB Erdgas und Erdöl GmbH & Co. KG Niedersachsen 18_02 Borsum I RDG Niedersachsen GmbH Niedersachsen 19_01 Leda Neptune Energy Deutschland GmbH Niedersachsen 19_02 Reeßum Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 19_04 Weesen I Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 20_01 Bahrenborstel Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 20_02 Flechum BEB Erdgas und Erdöl GmbH & Co. KG Niedersachsen 41_18_01 NE3-0001-01 ONE-Dyas B.V., Hansa Hydrocarbons Ltd. Nordsee (Nieders.) 41_18_02 NE3-0002-01 Petrogas E&P UK Limited, Danoil Exploration A/S Nordsee (Nieders.) 41_18_03 NE3-0005-01 ONE-Dyas B.V., Neptune Energy Germany B.V., Hansa Hydrocar- Nordsee (Nieders.) bons Ltd. 21

Fortsetzung Tab. 7

Landesamt für Bergbau, Geologie und Rohstoffe Brandenburg

1 Reudnitz Genexco GmbH Brandenburg 3 Lübben CEP Central European Petroleum GmbH Brandenburg 6 Reudnitz-Südost Genexco GmbH Brandenburg 9 Zehdenick-Nord Jasper Resources GmbH Brandenburg

Landesamt für Geologie und Bergbau Rheinland-Pfalz

4 Römerberg Palatina GeoCon GmbH & Co. KG Rheinland-Pfalz 5 Offenbach/Pfalz * Neptune Energy Deutschland GmbH Rheinland-Pfalz 8 Germersheim Neptune Energy Deutschland GmbH Rheinland-Pfalz 11 Kuhardt Palatina GeoCon GmbH & Co. KG Rheinland-Pfalz 23 Herxheimweyher * Palatina GeoCon GmbH & Co. KG Rheinland-Pfalz 33 Böchingen Wintershall Dea Deutschland GmbH Rheinland-Pfalz 34 Landau Südwest Wintershall Dea Deutschland GmbH Rheinland-Pfalz 35 Erlenbach Neptune Energy Deutschland GmbH Rheinland-Pfalz Oberbergamt des Saarlandes

1 Dillingen-Saarbrücken-Ottweiler STEAG Grubengas-Gewinnungs GmbH Saarland

Regierungspräsidium Darmstadt

2 Nördlicher Oberrhein Rhein Petroleum GmbH Hessen 3 Nördlicher Oberrhein II Rhein Petroleum GmbH Hessen

Regierungspräsidium Freiburg

1 Altenheim DrillTec GUT GmbH Baden-Württemberg 2 Neulußheim Palatina GeoCon GmbH & Co. KG Baden-Württemberg 16 Oberschwaben II * Dipl.-Ing. Stefan Bratschkow Baden-Württemberg 19 Heidelberg-Weinheim Rhein Petroleum GmbH Baden-Württemberg 21 Tannheim * Wintershall Dea Deutschland GmbH Baden-Württemberg 27 Karlsruhe-Leopoldshafen Neptune Energy Deutschland GmbH Baden-Württemberg 28 Graben-Neudorf Rhein Petroleum GmbH Baden-Württemberg 29 Engelsberg * RDG GmbH & Co. KG Baden-Württemberg

Quelle: zuständige Bergverwaltungen Nr. entsprechend Abb. 4 und 5 * : Erlaubnis im Verfahren 22

6° 8° 10° 12° 14°

D Ä N E K M A R E E S Flensburg T S 3 E O E 6 S 7 D Stralsund R Kiel N O

54° 233 54° Rostock

Lübeck

092

13_01 N

086 Hamburg Stettin E 01_18 01004 Emden 082

L 19_01 134

077 19_02 E 01001 143 Bremen Elbe 9 O 135 16_06 D

Ems 513 13_03 17_02 N 144 153 11001 19_04 Oder 517 1 P 071 A 14_03 13_05 20_02 98003 150 12_10 Aller Ha L 149 v e

18_01 14_02 W 16_03 Berlin

039 e R s

039 20_01 e

157 r E 157 D 039 Spree Hannover E 18_02 1 6 I O 3 ker

52° N 27 52° 7 R 40 3 hein 40 Staßfurt 40 21 Clausthal- Cottbus 27 Zellerfeld 59 2 12 26 Ne iss 43 13 20 Leine e 25 35 5 Halle Dortmund 42 22 18 Elbe Ruhr Kassel Leipzig 24 Erlaubnisfelder: (Nummern entsprechendDresden Tab. 7)

Köln NIEDERSACHSEN, SCHLESWIG- 150FreibergHOLSTEIN, HAMBURG und BREMEN Gera LBEG, Clausthal-Zellerfeld Werra MECKLENBURG-VORPOMMERN

B 2 BA Stralsund

E S SACHSEN-ANHALT L aa 1 le LBG, Staßfurt G BRANDENBURG I Lahn 2 E LBGR, Cottbus N HESSEN 1 RP Darmstadt, Wiesbaden Eger L Frankfurt NORDRHEIN-WESTFALEN U Wiesbaden 4 Bez.Reg. Arnsberg, DortmundPraha 50° X 50° SAARLAND E Mainz M 3 ain OBA, Schiffweiler M osel M RHEINLAND-PFALZ B Würzburg 2 Main LGB, Mainz U 2 R 1 BADEN-WÜRTTEMBERG G 3 RP Freiburg BAYERN 17 5 Nürnberg StMWi, München Moldau 1 Veränderungen gegenüber 2019 Saarbücken 4 2 19 33 5 0 100km 34 Regen 8 23 28 31 35 11 Altmühl Gebiete:

F 27 Saar 32 R DeutscheTSCHECHISCHE Ostsee REPUBLIK Stuttgart A Deutsche Nordsee nau Rhein Do Isar Passau Nördlich der Elbe N 1 Oder-Neiße-Elbe K Neckar 28 Ulm Elbe-Weser D onau R Inn Weser-Ems 6 4 E München Westlich der Ems 48° 48° 16 I Freiburg 21 9 Thüringer Becken 19 22 25 Iller C Niederrhein-MünsterlandH 29 27 Salzburg Lech Saar-Nahe-BeckenC H I OberrheintalE R Basel R Alpenvorlandns E En S T C H W E I Ö Übrige Gebiete S Z Salzach Aare

8° 10° 12° 14°

Abb. 4: Erlaubnisfelder für Kohlenwasserstoffe, Stand: 31.12.2020. Quelle: Zuständige Bergverwaltungen. Abb. 5: 4° 5° 6° 7° 8° 9° Z

E Erlaubnisfelder für Kohlenwasserstoffe inder deutschen Nordsee. 2 3 B4-4 N Valdemar Boje - 5 6 B I N G F A6/B4 Adda K Ø Ü N

Elly N G E N I N - A6-2 B4-1 Roar R H B4-2 T O DUC B-1

Tyra C B4-5 E H R 4 5 9 7 8 M A9-1 B7-1 B8-2 Rolf Gorm B . A Igor

N A L Dagmar 10 Skjold Dan O A12-FA B11-3 11 Alma R B10-FA B10-1 B11- B11-4 12 2/2a R G 11 B11-1 Kraka 10 D - A15-A Regnar 11 14 15 B13-FA B15-3 14 15 13 14 S DOA-X1 N G C15-1 15 B15-2 E 13 R 55° C13-1

B15-1 13 R Thor 1 E O 14 B18-418 16 17 18 16 17 18 16 B16-FA B18-1 17 - B18-5 C16-2 H A B17b-5 18 H A18-FA C16-1 16 55° F3-FA

O B 3 1 1 2 3 1 2 R-1 3 1 2 C Hanze F3-7 E NE3-0002-01 Q-1 H S-1 F3-FB G1-1 N 6 4 4 5 6 4 5 6 J4-1 4 5

G5-1 G6-1 J5-1 9 7 7 89 7 H8-1 8 9 7 8 G7-1 J9-1 H9-1 N 10 11 12 10 12 W 10 11 12 E12-3 11 E12-4 G11-1 - J10-1 D J11-1 54° E E13a-1+2 13 14 15C-1 13 14 15 13 U 14 15 F14a-5 F15-A+B J13-1 T NE3-0001-01 H15-1 54° F16-A J13-2 S B-2 Helgoland

C Barsfleth e H15-2 16 18 d E17-FA 16 17 18 16 17 HELG 1+2 F18-a G16-FA B-1 H i F17a-3 H18-1 E e Ölfund alte 3 sm-Grenze G17cd-A Mittelplate H NE3-0005-1 J16-1 S J18-1 F17a-4 E-1 12 sm-Grenze 1 Gasfund 2 3 1 2 3 L1-1 1 Sektorengrenzen B Ölfeld M1-3 L1-2 D-1 M2-1 E Störung C Gasfeld L3-1 L3-2 4 5 3D-Seismik 45A-1 6 K Öl- und Gasfeld Erlaubnisfelder E M-1 N Fehlbohrung M7-FA 8 erschöpftes Feld 0 50 km P-1A Leybucht M9 Greetsiel Ameland Emshörn Engerhafe Etzel Deutsche Nordsee Groningen Manslagt Uttum Groothusen Großes Meer 23 Stand: 31.12.2020 4° Gez.: B.Herrmann Abb-5 Nordsee_2020.FH115° 6° 7° 8° 9° 24

4 Erdöl- und Erdgasproduktion

3 Die Bundesrepublik Deutschland produzierte im 5,1 Mrd. m (Vn) normiertem Reingas mit einem 3 Jahr 2020 1,9 Mio. t Erdöl (Tab. 8) und trug so Brennwert von Hs = 9,77 kWh/m (Vn) (s. Kap. zu 2 Prozent zur Deckung des Verbrauchs an 5.3). Damit hat die letztjährige Rohgas- und Erdöl in Höhe von 94,9 Mio. t (AGEB 2021) in Erdölgasproduktion den Gesamtverbrauch an Deutschland bei. Erdgas in Deutschland in Höhe von umgerechnet 98,8 Mrd. m³ Reingas zu ca. 5,2 Prozent Die Produktion von Erdgas in Deutschland lag gedeckt (AGEB 2021). 3 2020 bei 5,6 Mrd. m (Vn) Rohgas (Tab. 8) bzw.

4.1 Erdölförderung

Im Berichtsjahr 2020 wurden in Deutschland 1,9 49 000 t mehr als 2019. Der Anteil an der deut- Mio. t Erdöl einschließlich 9647 t Kondensat ge- schen Gesamtförderung liegt damit bei 57,3 fördert (Tab. 8). Die Erdölproduktion fiel damit Prozent. Niedersachsen produzierte hingegen um ca. 27 000 t (-1,4 Prozent) unter den Wert mit 583 451 t rund 89 000 t weniger. Das ent- des Vorjahres (1,92 Mio. t) (Tab. 9 und Anl. 5). spricht einem Anteil an der Gesamtförderung von 30,8 Prozent. In Rheinland-Pfalz wiederum Im Ländervergleich liegen die wichtigsten Erd- stieg die Produktion mit 165 189 t um rund ölförderprovinzen Deutschlands in Nord- 17 000 t gegenüber dem Vorjahr (Tab. 8). Der deutschland. Die Ölfelder Schleswig-Holsteins Anteil an der Gesamtförderung erhöhte sich da- und Niedersachsens produzierten im Berichts- mit auf 8,7 Prozent. zeitraum zusammen 1,67 Mio. t Öl. Das sind 88 Prozent der deutschen Gesamtproduktion. In Schleswig-Holstein stieg die Produktion von Erdöl in 2020 auf 1,09 Mio. t. Das sind rund

Tab. 8: Erdöl-/Kondensat-, Erdölgas- und Erdgasproduktion (Rohgas) 2020.

Erdöl Naturgas Bundesland Erdgas Erdölgas (inkl. Kondensat) (Erdgas und Erdölgas)

t % m³(Vn) % m³(Vn) % m³(Vn) % Baden-Württemberg 75 0,0 ------Bayern 38 453 2,0 5 107 569 0,1 1 341 065 2,4 6 448 634 0,1 Brandenburg 1 910 0,1 - - 769 530 1,4 769 530 0,0 Hamburg 11 256 0,6 - - 151 974 0,3 151 974 0,0 Hessen 316 0,0 - - 6 266 6 266 - Mecklenburg-Vorpommern 8 923 0,5 - - 1 706 540 3,0 1 706 540 0,0 Niedersachsen 583 451 30,8 5 307 984 267 94,2 34 600 368 61,8 5 342 584 635 93,9 Rheinland-Pfalz 165 189 8,7 - - 1 943 475 3,5 1 943 475 0,0 Sachsen-Anhalt - - 301 741 303 5,4 - - 301 741 303 5,3 Schleswig-Holstein 1 086 369 57,3 7 902 041 0,1 15 496 908 27,7 23 398 949 0,4 Thüringen - - 13 537 699 0,2 - - 13 537 699 0,2 Summe 1 895 942 100 5 636 272 879 100 56 016 127 100 5 692 289 006 100 25

Nach Regionen aufgeschlüsselt stieg in den Produktionsstatistik an sechster Stelle liegt. Die Erdölgebieten nördlich der Elbe die Produktion jährliche Fördermenge einer Mittelplate/Diek- um 49 000 t (+4,7 Prozent) auf 1,1 Mio. t. West- sandbohrung lag im Durchschnitt bei 40 206 t lich der Ems wurde hingegen mit 373 000 t pro Bohrung. 62 000 t bzw. 14,3 Prozent weniger Erdöl als im Vorjahr produziert. Im Oberrheintal wiederum Das Ölfeld Römerberg im Oberrheintal wurde stieg die Produktion um 17 000 t (+11,4 Pro- im Jahr 2003 zufällig beim Abteufen einer Geo- zent) auf 166 000 t (Tab. 11). thermiebohrung gefunden. Sechs Bohrungen förderten im letzten Jahr aus den Gesteinen der Am Stichtag 31. Dezember 2020 standen 49 Öl- Trias 152 321 t Erdöl. Das ist ein Zuwachs von felder in Produktion. Die Zahl der in Betrieb be- 13,7 Prozent gegenüber dem Vorjahr und ent- findlichen Fördersonden fiel um 243 auf 743 spricht einer Förderleistung pro Bohrung von (Tab. 9). 25 387 t.

Die zehn förderstärksten Felder Deutschlands Im Ölfeld Rühle wird seit 1949 vorwiegend aus erbrachten zusammen 89,8 Prozent der Ge- den Sandsteinen des Valangin in den Feldestei- samtölförderung in 2020. Die unterschiedlichen len Rühlermoor und Rühlertwist produziert. Im Fördermengen der einzelnen Felder sind dabei Berichtszeitraum 2020 wurde mit 128 486 t beachtlich. So lag die jährliche Produktion des 14,7 Prozent weniger Erdöl gefördert als in förderstärksten Feldes Mittelplate/Dieksand 2019. 115 Bohrungen standen hier in Förde- fast um den Faktor sieben höher als die Förder- rung, was im Durchschnitt einer jährlichen För- menge des zweitstärksten Feldes Römerberg. dermenge von 1117 t pro Bohrung entspricht. Auf Platz drei folgt das Feld Rühle in Nieder- sachsen im Gebiet westlich der Ems (Tab. 10 Aus der gleichen geologischen Formation wie und 12). In 16 der insgesamt 49 fördernden in- das Ölfeld Rühle fördert das Feld Emlichheim ländischen Felder liegen die jährlichen Förder- seit 1944. Aus 108 Sonden mit einer durch- mengen unter 10 000 t. schnittlichen Förderleistung von 958 t Erdöl för- derte Emlichheim 103 474 t im letzten Jahr. Seit 1987 wird von der Bohr- und Förderinsel Mittelplate und der Landstation Dieksand in Die Produktion aller weiteren Ölfelder lag im Friedrichskoog Erdöl aus verschiedenen Sand- Jahr 2020 unter 100 000 t Erdöl. steinlagen des Jura gefördert. Mit 1,1 Mio. t Öl aus 27 Förderbohrungen produzierte das Feld mehr als 57 Prozent der deutschen Erdöler- träge. Das sind 50 745 t mehr als im Vorjahr, was 4,9 Prozent der Produktion des Feldes entspricht, fast so viel wie die Jahresförderung eines ganzen Feldes wie Georgsdorf, das in der

Tab. 9: Erdöl- und Erdölgasförderung 2016 bis 2020.

Jahr Erdöl/Kondensat Erdölgas Felder Fördersonden

Mio. t Mio. m³(Vn) 2016 2,355 64,558 50 991 2017 2,218 62,434 50 1000 2018 2,067 66,914 51 988 2019 1,923 61,310 51 986 2020 1,896 56,016 49 743 26

Tab. 10: Erdölförderung (einschl. Kondensat aus der Erdgasförderung) und Erdölgasförderung der Felder 2020.

Fund- Erdöl- und Kondensat- Son- Land Feld Operator Erdölgasförderung jahr förderung den

2020 kumulativ 2020 kumulativ Nördlich der Elbe SH Mittelplate/Dieksand 1980 Win.Dea 1 085 550 37 984 613 15 496 908 528 265 076 27 HH Reitbrook-Alt 1937 Neptune 1 245 2 607 710 61 919 56 403 225 2 HH Reitbrook-West/Allermöhe 1960 Neptune 5 145 3 433 830 27 970 53 763 877 6 Kondensat der Erdgasförderung - - - - - aus aufgegebenen Vorkommen - 20 044 746 - 880 593 612 - Summe Gebiet 1 091 940 64 070 898 15 586 797 1 519 025 790 35

Oder/Neiße-Elbe BB Kietz 1987 Neptune 1 910 312 390 769 530 100 267 355 - MV Lütow 1965 Neptune 2 755 1 358 627 92 316 646 454 861 4 MV Mesekenhagen (Kirchdorf-) 1988 Neptune 6 168 128 720 1 614 224 30 134 526 2 Kondensat der Erdgasförderung - - - - - aus aufgegebenen Vorkommen - 1 554 781 - 613 914 857 - Summe Gebiet 10 833 3 354 518 2 476 070 1 390 771 599 6

Elbe-Weser NI Eddesse(-Nord)/Abbensen 1876 Vermilion 1 220 903 530 13 916 16 743 745 15 NI Eldingen 1949 EMPG 4 908 3 357 011 28 367 27 332 247 10 NI Hankensbüttel 1954 E / W 8 605 15 135 077 251 774 370 789 232 8 NI Höver 1956 Vermilion 1 109 359 929 56 308 12 953 031 9 NI Knesebeck 1958 Vermilion 14 768 3 533 459 62 735 28 824 772 15 NI Lehrte 1952 5P - 449 559 - 19 089 651 - NI Lüben 1955 EMPG - 1 968 258 - 11 389 289 - NI Lüben-West/Bodenteich 1958 EMPG - 594 360 - 5 925 778 - NI Nienhagen 1861 E / W 4 130 6 985 615 43 920 3 107 610 3 NI Ölheim-Süd 1968 Vermilion 6 474 1 586 397 1 649 792 92 381 847 19 NI Rühme 1954 EMPG 13 090 2 339 686 286 061 21 244 655 22 HH/NI Sinstorf 1960 Neptune 5 688 3 047 503 72 572 54 579 879 4 NI Suderbruch 1949 RDG 1 094 3 380 701 58 653 50 209 340 1 NI Thönse (Jura)* 1952 EMPG 2 218 139 611 - - * NI Vorhop 1952 Vermilion 18 550 3 086 489 1 270 055 192 234 782 22 Kondensat der Erdgasförderung 1 774 193 273 - - - aus aufgegebenen Vorkommen - 31 221 793 - 1 434 092 301 - Summe Gebiet 83 626 78 282 250 3 794 153 2 340 898 159 128

Weser-Ems NI Barenburg 1953 EMPG 17 209 7 176 098 2 790 561 543 064 899 21 NI Bockstedt 1954 Win.Dea 11 319 3 683 850 130 267 61 357 881 15 NI Börger/Werlte 1977 Neptune 959 131 875 43 230 6 813 076 1 NI Bramberge 1957 Neptune 65 250 20 242 474 5 411 184 1 126 201 367 37 NI Düste/Aldorf (Jura) 1952 Win.Dea 1 507 2 770 526 36 439 119 330 110 6 NI Düste/Wietingsmoor (Valendis) 1954 E / W 3 683 3 745 744 36 309 87 485 785 13 NI Groß Lessen 1969 EMPG 7 446 3 510 765 816 551 99 403 706 3 NI Hagen 1957 EMPG 79 142 612 6 433 11 141 079 - NI Harme 1956 EMPG 176 344 874 28 353 51 663 633 - NI Hemmelte-West 1951 EMPG 3 078 2 320 309 802 707 224 874 913 6 NI Liener/Garen 1953 EMPG 561 124 353 34 195 7 375 857 2 NI Löningen 1960 EMPG 4 380 765 042 1 797 425 361 063 524 6 NI Matrum 1982 EMPG 1 172 197 073 621 457 23 961 967 4

BB: Brandenburg, BY: Bayern, HE: Hessen, HH: Hamburg, MV: Mecklenburg-Vorpommern, NI: Niedersachsen, RP: Rhein- land-Pfalz, SH: Schleswig-Holstein; *Erdgasfeld mit Kondensatförderung größer 1000 t/a, vgl. Tabelle 14. Sondenanzahl zum Stichtag 31. Dezember 2020

Fortsetzung Tab. 10

Fund- Erdöl- und Kondensat- Son- Land Feld Operator Erdölgasförderung jahr förderung den

2020 kumulativ 2020 kumulativ

3 3 Fortsetzung Weser-Ems t t m (Vn) m (Vn) NI Siedenburg 1957 EMPG 4 133 1 122 076 203 079 64 060 178 7 NI Voigtei 1953 EMPG 1 280 4 228 029 200 011 355 203 655 2 NI Wehrbleck/Wehrbleck-Ost 1957 EMPG 8 439 2 782 704 1 180 758 300 186 801 9 NI Welpe/Bollermoor 1957 EMPG 648 2 008 091 243 700 557 728 732 - Kondensat der Erdgasförderung 191 69 167 - - - aus aufgegebenen Vorkommen - 4 801 576 - 294 210 249 - Summe Gebiet 131 511 60 167 238 14 382 659 4 295 127 411 132

Westlich der Ems NI Adorf 1948 Neptune 7 306 1 807 757 211 749 61 703 249 4 NI Emlichheim 1944 Win.Dea 103 474 11 295 325 2 128 174 160 379 355 108 NI Georgsdorf 1944 EMPG 62 901 19 446 844 3 824 793 1 804 587 636 95 NI Meppen 1960 EMPG 14 279 3 350 354 1 100 480 157 191 218 12 NI Ringe 1998 Neptune 29 911 499 025 417 370 8 273 226 4 NI Rühle 1949 E / N / W 128 486 35 502 890 6 313 270 1 737 954 358 115 NI Scheerhorn 1949 Neptune 26 118 9 042 649 2 489 806 540 676 154 34 Kondensat der Erdgasförderung 705 308 762 - - - aus aufgegebenen Vorkommen - 3 240 762 - 644 231 900 - Summe Gebiet 373 180 84 494 369 16 485 642 5 114 997 096 372

Oberrheintal RP Eich-Königsgarten 1983 EMPG 299 1 399 014 6 600 31 171 438 - RP Landau 1955 RDG 12 569 4 585 340 210 889 18 452 122 49 RP Römerberg 2003 Neptune 152 321 1 681 129 1 725 986 16 146 289 6 HE Schwarzbach 2018 Rhein Petr. 316 2 821 6 266 52 701 1 Kondensat der Erdgasförderung - - - - - aus aufgegebenen Vorkommen - 1 683 380 - 51 020 324 - Summe Gebiet 165 505 9 351 684 1 949 741 116 842 874 56

Alpenvorland BY Aitingen 1976 RDG 30 526 1 693 644 1 193 144 102 794 487 9 BY Hebertshausen 1981 RDG 1 440 159 884 - 1 1 BY Lauben 1958 RDG 1 976 30 766 9 367 65 464 1 BY Schwabmünchen 1968 RDG 4 449 66 287 138 554 1 056 302 3 Kondensat der Erdgasförderung 137 24 451 - - - aus aufgegebenen Vorkommen - 8 412 427 - 2 381 303 378 - Summe Gebiet 38 528 10 387 458 1 341 065 2 485 219 632 14

Kondensat der Erdgasförderung Nordsee 819 813 228 - - - Thüringer Becken - 32 657 - - -

Aus aufgegebenen Vorkommen Niederrhein-Münsterland - 9 688 - - - Thüringer Becken - 16 689 - 17 822 000 -

Summe Deutschland 1 895 942 310 980 679 56 016 127 17 280 704 561 743

E: EMPG, N: Neptune, W: Win.Dea 5P: 5P Energy GmbH, EMPG: ExxonMobil Production Deutschland GmbH, Neptune: Neptune Energy Deutschland GmbH, RDG: RDG GmbH & Co. KG, Rhein Petr.: Rhein Petroleum GmbH, Vermilion: Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG, Win.Dea: Wintershall Dea GmbH 28

Zur Steigerung des Ausbeutegrades werden in Prozent. Damit fiel der Wert gegenüber dem einigen Erdölfeldern tertiäre Fördermaßnah- Vorjahr um drei Prozentpunkte. Der durch Ter- men angewendet. Im Rahmen dieser „Enhan- tiärmaßnahmen geförderte Anteil an der Ge- ced Oil Recovery (EOR)“-Maßnahmen wird die samtförderung in den Thermalprojekten lag Fließfähigkeit des Öls in den Lagerstätten der 2020 unverändert bei rund 95 Prozent. Felder Rühle, Georgsdorf und Emlichheim mit Hilfe von Dampf- und Heiß-/Warmwasserflutun- Der Förderanteil von Erdöl aus Sandsteinen gen erhöht und damit verbliebenes Öl in der La- des Dogger (Jura) lag 2020 bei rund 63 Pro- gerstätte mobilisiert. Chemische EOR- zent. Die mit Abstand größte Fördermenge kam

Verfahren oder CO2-Flutungen werden in hier aus dem Feld Mittelplate/Dieksand im Deutschland derzeit nicht angewendet. schleswig-holsteinischen Wattenmeer. Die Sandsteine der Unterkreide sind der zweitwich- Die EOR-Maßnahmen hatten in 2020, bezogen tigste Trägerhorizont für Erdöl in Deutschland. auf die inländische Reinöl-Gesamtförderung in Ihr Förderanteil lag 2020 bei ca. 23 Prozent. Höhe von 1,9 Mio. t, einen Anteil von rund 10 Aus diesen Gesteinen produzieren die Felder

Tab. 11: Verteilung der Erdölförderung 2018 bis 2020 auf die Produktionsgebiete.

Gebiet 2018 2019 2020 kumulativ

t % t % t % t % Nordsee 3 456 0,2 3 035 0,2 819 0,0 813 228 0,3 Nördlich der Elbe 1 123 999 54,4 1 043 417 54,3 1 091 940 57,6 64 070 898 20,6 Oder/Neiße-Elbe 9 123 0,4 8 656 0,5 10 833 0,6 3 354 518 1,1 Elbe-Weser 103 614 5,0 91 265 4,7 83 626 4,4 78 282 250 25,2 Weser-Ems 163 378 7,9 151 189 7,9 131 511 6,9 60 167 238 19,3 Westlich der Ems 471 487 22,8 435 278 22,6 373 180 19,7 84 494 369 27,2 Thüringer Becken ------49 346 0,0 Niederrhein-Münsterland ------9 688 0,0 Oberrheintal 149 115 7,2 148 608 7,7 165 505 8,7 9 351 684 3,0 Alpenvorland 42 470 2,1 41 784 2,2 38 528 2,0 10 387 458 3,3 Summe 2 066 642 100 1 923 232 100 1 895 942 100 310 980 679 100

Tab. 12: Jahresförderungen 2019 und 2020 der förderstärksten Erdölfelder.

Lagerstätte (Land) 2019 2020 kumulativ Fördersonden

t % t % t % in 2020 Mittelplate/Dieksand (SH) 1 034 805 53,8 1 085 550 57,3 37 984 613 12,2 27 Römerberg (RP) 134 006 7,0 152 321 8,0 1 681 129 0,5 6 Rühle (NI) 150 613 7,8 128 486 6,8 35 502 890 11,4 115 Emlichheim (NI) 133 536 6,9 103 474 5,5 11 295 325 3,6 108 Bramberge (NI) 64 810 3,4 65 250 3,4 20 242 474 6,5 37 Georgsdorf (NI) 75 633 3,9 62 901 3,3 19 446 844 6,3 95 Aitingen (BY) 32 657 1,7 30 526 1,6 1 693 644 0,5 9 Ringe (NI) 26 982 1,4 29 911 1,6 499 025 0,2 4 Scheerhorn (NI) 24 511 1,3 26 118 1,4 9 042 649 2,9 34 Vorhop/-Platendorf (NI) 21 171 1,1 18 550 1,0 3 086 489 1,0 22

Prozentangaben: Anteil an der Inlandsförderung 29

des Emslandes, wie z.B. Rühle, Bramberge und 8 Prozent der heimischen Kondensatförderung Georgsdorf. Der Förderanteil von Erdöl aus den fallen allein in der deutschen Nordsee im Gas- Gesteinen der Trias lag 2020 bei 8 Prozent. Das feld A6/B4 an (Tab. 10). Feld Römerberg im Rheintal fördert aus diesen Gesteinsschichten. Die Lagerstätten des Malm Bis Ende 2020 sind in Deutschland kumulativ und Tertiär folgen mit jeweils 3 Prozent sowie ca. 311 Mio. t Erdöl gefördert worden. Dies ent- des Perm mit 0,6 und der Oberkreide mit 0,1 spricht 39,2 Prozent der geschätzten ursprüng- Prozent (Anl. 7 und 9). lichen Gesamtmenge von ca. 793 Mio. t Öl in allen deutschen Lagerstätten zusammen Erdgaskondensat ist ein flüssiges Begleitpro- (Anl. 13). Von dieser Gesamtmenge ist aber in dukt, das bei der Erdgasgewinnung anfällt. Der Abhängigkeit von der Ölqualität und den Reser- Kondensatanteil an der deutschen Erdölförde- voireigenschaften der einzelnen Lagerstätten rung, zu dem auch das Erdölgaskondensat nur ein Teil förderbar. zählt, betrug im Berichtsjahr 9647 t. Das entspricht 0,5 Prozent der Gesamtölförderung.

4.2 Erdgasförderung

Im Berichtsjahr 2020 wurden in Deutschland 5,6 das im Gebiet westlich der Ems ein neuer För-

Mrd. m³(Vn) Rohgas bzw. 5,1 Mrd. m³(Vn) Rein- derhorizont in Betrieb genommen wurde. gas gefördert (Tab. 8). Die Erdgasproduktion fiel damit um 1 Mrd. m³(Vn) Rohgas oder 0,9 Im Ländervergleich liegt die zentrale Erd-

Mrd. m³(Vn) normiertes Reingas mit einem gasprovinz Deutschlands in Niedersachsen. 3 Brennwert von Hs = 9,77 kWh/m (Vn) (s. Kap. Hier wurden 5,3 Mrd. m³(Vn) Rohgas gefördert.

5.3). Das entspricht einer Abnahme um Das sind 0,97 Mrd. m³(Vn) oder 15,4 Prozent 15,1 Prozent Rohgas bzw. 15,0 Prozent Rein- weniger als im Vorjahr. Der Anteil Niedersach- gas gegenüber dem Vorjahr (Tab. 13 und sens an der Rohgasförderung Deutschlands Anl. 6). Eine Ursache für den kräftigen Rück- beträgt 94,2 Prozent. Die Reingasförderung gang in 2020 wird in einer neunwöchigen Revi- wurde für Niedersachsen mit 4,96 Mrd. m³(Vn) sion einer Erdgasaufbereitungsanlage gesehen angegeben. Das sind 0,9 Mrd. m³(Vn) oder 14,9 (AGEB 2021). Ferner ist die stetige Abnahme Prozent weniger als im Vorjahr. Der Anteil Nie- der Produktion sowie der Erdgasreserven auf dersachsens an der Reingasförderung die zunehmende Erschöpfung der vorhandenen Deutschlands blieb mit 97,3 Prozent unverän- Lagerstätten zurückzuführen. Auch ist die dert gegenüber dem Vorjahr. Andere Bundes- Bohrtätigkeit auf Erdgas in den letzten Jahren länder tragen nur marginal zur Gasförderung sehr zurückgegangen. Hervorzuheben ist aber bei (Tab. 14 und 15).

Tab. 13: Erdgas- und Erdölgasförderung 2016 bis 2020.

Jahr Erdgas Erdölgas Gesamt (Naturgas) Felder Fördersonden

1000 m³(Vn) 1000 m³(Vn) 1000 m³(Vn) 2016 8 608 225 64 558 8 672 782 77 469 2017 7 869 825 62 434 7 932 259 77 449 2018 6 820 785 66 914 6 887 699 77 434 2019 6 637 697 61 310 6 699 007 72 419 2020 5 636 273 56 016 5 692 289 73 406 30

Tab. 14: Erdgasförderung der Felder 2020 (Rohgas ohne Erdölgas).

Land Feld Fundjahr Operator Erdgasförderung Sonden

2020 kumulativ

3 3 Nordsee m (Vn) m (Vn) SH A6 / B4 1974 Win.Dea 7 902 041 9 465 227 008 -

Elbe-Weser NI Alfeld-Elze / Hildesheimer Wald 1972 5P 4 832 932 1 999 910 435 1 NI Becklingen 1985 Win.Dea 7 899 499 1 323 558 180 1 NI Böstlingen 2012 EMPG - 216 825 581 - NI Dethlingen 1971 E / W 84 828 398 24 133 751 644 2 NI Hamwiede 1968 EMPG 37 587 113 2 694 785 439 1 NI Husum / Schneeren 1986 E / N 143 511 410 12 214 604 320 9 NI Imbrock 1995 EMPG 11 288 598 1 114 820 518 1 NI Lüchow / Wustrow 1966 Neptune 5 526 454 10 642 372 340 1 NI Rotenburg / Taaken 1982 E / W 725 748 857 64 863 109 566 26 ST Salzwedel (Altmark / Sanne / Wenze) 1968 Neptune 301 741 303 212 523 057 526 130 NI Söhlingen 1980 EMPG 252 817 834 43 132 656 772 17 NI Soltau / Friedrichseck 1984 EMPG 20 544 048 6 496 437 259 1 NI Thönse (Jura) 1952 EMPG 32 635 225 2 898 458 474 4 NI Thönse (Rhät) 1952 EMPG 9 264 518 1 444 893 723 1 NI Völkersen / Völkersen-Nord 1992 Win.Dea 606 240 135 24 989 002 048 14 NI Walsrode / Idsingen 1980 EMPG 138 347 923 15 080 116 534 7 NI Wardböhmen / Bleckmar 1987 Win.Dea 34 274 274 1 901 558 045 2 NI Weissenmoor 1996 Win.Dea 105 114 568 2 437 671 106 2 aus aufgegebenen Vorkommen - 2 462 531 798 - Summe Gebiet 2 522 203 089 432 570 121 307 220

Weser-Ems NI Apeldorn 1963 Neptune 84 002 984 6 274 394 159 3 NI Bahrenborstel / Burgmoor / Uchte (Z) 1962 EMPG 278 798 027 20 536 875 810 8 NI Bahrenborstel / Uchte (Buntsandstein) 1962 EMPG 33 606 188 4 237 273 177 3 NI Barenburg (Keuper) 2017 EMPG 5 885 617 24 227 247 1 NI Barenburg / Buchhorst (Buntsandstein) 1959 EMPG 45 353 493 6 579 034 484 4 NI Barenburg / Buchhorst (Zechstein) 1959 EMPG 36 252 258 17 206 837 479 3 NI Barrien 1964 Win.Dea 23 722 151 12 901 427 077 6 NI Brettorf / Brinkholz / Neerstedt 1977 EMPG 125 543 606 11 857 427 697 5 NI Cappeln (Karbon) 1970 EMPG 13 047 356 535 676 861 2 NI Cappeln (Zechstein) 1970 EMPG 36 613 389 8 765 864 866 3 NI Deblinghausen 1958 EMPG 96 234 743 5 027 726 981 3 NI Dötlingen 1965 EMPG 14 609 176 17 629 803 944 1 NI Düste (Buntsandstein) 1957 Win.Dea 4 528 600 971 616 065 3 NI Düste (Karbon) 1957 Win.Dea - 29 479 265 - NI Goldenstedt (Buntsandstein) 1959 EMPG 2 984 650 1 335 602 886 1 NI Goldenstedt / Oythe (Karbon) 1959 EMPG 295 939 446 5 744 365 064 5 NI Goldenstedt / Visbek (Zechstein) 1962 EMPG 541 876 002 66 515 300 529 20 NI Greetsiel / Leybucht 1972 E / N 4 702 488 2 588 611 180 1 NI Großes Meer 1978 Vermilion 6 256 422 913 126 - NI Hemmelte (Buntsandstein) 1964 EMPG - 223 027 024 - NI Hemmelte / Kneheim / Vahren (Z) 1980 EMPG 259 603 407 36 989 432 725 10 NI Hengstlage (Buntsandstein) 1963 EMPG 113 332 718 65 173 111 645 8 NI Hengstlage / Sage / Sagermeer (Z) 1968 EMPG 115 156 677 26 996 600 815 10 NI Klosterseelte / Kirchseelte / Ortholz 1985 EMPG 24 081 924 16 477 339 775 1 NI Kneheim (Buntsandstein) 1985 EMPG 4 035 615 209 560 529 1 NI Leer 1984 Vermilion 11 364 045 890 604 760 3 NI Rehden (Buntsandstein) 1952 Win.Dea - 2 662 184 549 - NI Rehden (Karbon) 1952 Win.Dea - 8 755 129 762 - NI Siedenburg / Staffhorst (Buntsandst.) 1963 E / W 73 423 543 15 283 895 400 7 NI Siedenburg / Staffhorst (Zechstein) 1963 E / W 57 088 800 32 888 464 263 3 NI Siedenburg-West / Hesterberg 1964 EMPG 261 530 154 30 923 779 284 9 BY: Bayern, NI: Niedersachsen, SH: Schleswig-Holstein, ST: Sachsen-Anhalt, TH: Thüringen Die Angabe der Sondenanzahl bezieht sich auf den Stichtag 31. Dezember 2020

Fortsetzung Tab. 14

Land Feld Fundjahr Operator Erdgasförderung Sonden

2020 kumulativ

3 3 Fortsetzung Weser-Ems m (Vn) m (Vn) NI Staffhorst-Nord / Päpsen 1973 Win.Dea 39 723 898 1 406 586 926 1 NI Uphuser Meer 1981 Vermilion 3 218 080 220 002 532 1 NI Uttum 1970 EMPG 24 893 097 1 515 701 995 1 NI Varnhorn (Karbon) 1968 EMPG 2 054 916 103 059 345 1 NI Varnhorn / Quaadm./ Wöstendöllen … 1968 EMPG 287 639 201 30 126 198 110 10 NI Wietingsmoor (Karbon) 1968 EMPG 24 168 681 905 530 503 1 NI Wietingsmoor (Zechstein) 1968 EMPG 15 480 247 4 695 576 410 - aus aufgegebenen Vorkommen - 89 537 826 660 - Summe Gebiet 2 960 501 433 555 168 070 909 139

Westlich der Ems NI Adorf (Buntsandstein) 1959 Neptune 10 586 230 813 989 128 1 NI Adorf (Karbon) 1955 Neptune 16 303 083 16 303 083 1 NI Bentheim 1938 Neptune 197 645 3 564 193 950 - NI Emlichheim (Karbon) 1956 Win.Dea 2 016 321 979 405 156 2 NI Emlichheim (Zechstein) 1956 Win.Dea 5 474 827 3 327 049 544 1 NI Fehndorf 1965 Win.Dea 6 541 292 1 043 786 241 - NI Frenswegen 1951 Neptune 2 066 458 273 436 055 1 NI Itterbeck-Halle (Zechstein) 1951 Neptune 3 083 969 1 370 415 647 2 NI Itterbeck-Halle / Getelo (Karbon) 1951 Neptune 33 709 138 5 856 757 833 5 NI Kalle (Zechstein) 1958 Neptune 4 895 832 3 483 247 962 1 NI Ratzel (Zechstein) 1959 Neptune 1 443 373 921 427 582 2 NI Ringe (Karbon) 1998 Neptune 25 177 906 947 874 266 1 NI Rütenbrock (Rotliegend) 1969 Win.Dea 2 910 054 683 059 075 2 NI Rütenbrock (Zechstein) 1969 Win.Dea 3 032 974 2 836 853 548 1 NI Wielen (Karbon) 1959 Neptune 199 371 330 974 646 1 NI Wielen (Zechstein) 1959 Neptune 9 382 574 3 244 154 656 2 aus aufgegebenen Vorkommen - 11 432 101 821 - Summe Gebiet 127 021 048 41 125 030 193 23

Thüringer Becken TH Fahner Höhe 1960 Neptune 1 183 868 103 124 321 4 TH Kirchheilingen 1958 Neptune 515 988 303 665 363 4 TH Langensalza-Nord 1935 Neptune 1 616 926 295 192 400 6 TH Mühlhausen 1932 Neptune 10 220 917 2 083 296 545 9 aus aufgegebenen Vorkommen - 3 588 258 048 - Summe Gebiet 13 537 699 6 373 536 677 23

Alpenvorland BY Inzenham-West 1971 NAFTA 5 107 569 1 056 358 872 1 aus aufgegebenen Vorkommen - 16 544 071 993 - Summe Gebiet 5 107 569 17 600 430 865 1

Aus aufgegebenen Vorkommen Niederrhein-Münsterland - 248 997 700 - Nördlich der Elbe - 231 000 000 - Oder/Neiße-Elbe - 947 602 968 - Oberrheintal - 1 052 490 217 -

Summe Deutschland 5 636 272 879 1 064 782 507 844 406

E: EMPG, N: Neptune, W: Win.Dea 5P: 5P Energy GmbH, EMPG: ExxonMobil Production Deutschland GmbH, NAFTA: NAFTA Speicher GmbH & Co. KG, Neptune: Neptune Energy Deutschland GmbH, Vermilion: Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG, Win.Dea: Winters- hall Dea GmbH 32

Regional betrachtet fiel im Gebiet Weser-Ems ist ein Begleitprodukt, das bei der Erdölgewin- die Rohgasproduktion um 0,8 Mrd. m³(Vn) bzw. nung anfällt. Es wird vor allem in Niedersachsen

20,4 Prozent auf 2,96 Mrd. m³(Vn). Auch die (61,8 Prozent) und Schleswig-Holstein (27,7

Reingasförderung fiel hier um 0,7 Mrd. m³(Vn) (- Prozent), gefolgt von Rheinland-Pfalz mit 3,5

20,3 Prozent) auf 2,6 Mrd. m³(Vn). Im Gebiet Prozent produziert (Tab. 8).

Elbe-Weser wurden 2,5 Mrd. m³(Vn) Rohgas gefördert und damit 0,22 Mrd. m³(Vn) (-7,9 Pro- Im Berichtszeitraum standen insgesamt 73 Erd- zent) weniger als im Vorjahr. Die Reingasförde- gasfelder in Produktion. Die Anzahl der am rung ging hier um 0,22 Mrd. m³(Vn) (-8,4 Pro- Stichtag 31. Dezember 2020 fördernden Son- zent) auf 2,4 Mrd. m³(Vn) gegenüber 2019 zu- den ist von 419 im Vorjahr auf 406 gefallen rück. (Tab. 13).

In 2020 wurden zusätzlich zum Erdgas rund Analog zu den Vorjahren kamen auch in 2020 3 56 Mio. m (Vn) Erdölgas gewonnen. Erdölgas rund zwei Drittel der gesamten Jahresförderung

Tab. 15: Verteilung der Erdgasförderung (Rohgas) 2018 bis 2020 auf die Produktionsgebiete.

Gebiet 2018 2019 2020 kumulativ

1000 m³(Vn) % 1000 m³(Vn) % 1000 m³(Vn) % 1000 m³(Vn) % Nordsee 34 944 0,5 27 374 0,4 7 902 0,1 9 465 227 0,9 Nördlich der Elbe ------231 000 0,0 Oder/Neiße-Elbe ------947 603 0,1 Elbe-Weser 3 098 481 45,4 2 739 447 41,3 2 522 203 44,7 432 570 121 40,6 Weser-Ems 3 522 603 51,6 3 717 838 56,0 2 960 501 52,5 555 168 071 52,1 Westlich der Ems 137 675 2,0 130 740 2,0 127 021 2,3 41 125 030 3,9 Thüringer Becken 19 435 0,3 18 454 0,3 13 538 0,2 6 373 537 0,6 Niederrhein-Münsterland ------248 998 0,0 Oberrheintal ------1 052 490 0,1 Alpenvorland 7 646 0,1 3 845 0,1 5 108 0,1 17 600 431 1,7 Summe 6 820 785 100 6 637 697 100 5 636 273 100 1 064 782 508 100

Tab. 16: Jahresförderungen 2019 und 2020 der förderstärksten Erdgasfelder.

Lagerstätte (Land) 2019 2020 kumulativ Fördersonden

1000 m³(Vn) % 1000 m³(Vn) % 1000 m³(Vn) % in 2020 Rotenburg/Taaken (NI) 791 660 11,9 725 749 12,9 64 863 110 6,1 26 Völkersen (NI) 636 562 9,6 606 240 10,8 24 989 002 2,3 14 Goldenstedt/Visbek (NI) 704 078 10,6 541 876 9,6 66 515 301 6,2 20 Salzwedel (ST) 310 344 4,7 301 741 5,4 212 523 058 20,0 130 Goldenstedt/Oythe (NI) 329 233 5,0 295 939 5,3 5 744 365 0,5 5 Varnhorn/Quaadmoor/… (NI) 408 647 6,2 287 639 5,1 30 126 198 2,8 10 Bahrenbor./Burgmoor/Uchte (NI) 360 709 5,4 278 798 4,9 20 536 876 1,9 8 Siedenburg-West/Hesterberg (NI) 297 086 4,5 261 530 4,6 30 923 779 2,9 9 Hemmelte/Kneheim/Vahren (NI) 325 626 4,9 259 603 4,6 36 989 433 3,5 10 Söhlingen (NI) 302 003 4,5 252 818 4,5 43 132 657 4,1 17

Prozentangaben: Anteil an der Inlandsförderung 33

3 von Erdgas in Deutschland aus den zehn ergie- 375 Mio. m (Vn) bedeutet das einen Förder- bigsten Feldern (Tab. 16). rückgang von 3 Prozent. Das Erdgas aus den Rotliegend-Lagerstätten des Feldeskomplexes Der Feldeskomplex Rotenburg/Taaken ist das Salzwedel weist einen hohen Stickstoffanteil förderstärkste deutsche Gasfeld (Tab. 14 und auf und besitzt daher einen vergleichsweise ge- 16). Dort wurden im Berichtszeitraum 0,73 ringen durchschnittlichen Energieinhalt, der 3 Mrd. m (Vn) Rohgas gefördert. Es folgt das Feld deutlich unter dem „Groningen-Brennwert“ (s. 3 Völkersen/Völkersen-Nord mit 0,61 Mrd. m (Vn) Kap. 5.3) liegt. Die errechnete Reingasmenge 3 Gas. An dritter Stelle liegt Goldenstedt/Visbek betrug demnach rund 111 Mio. m (Vn) (BVEG 3 mit ca. 0,54 Mrd. m (Vn) Gas (Tab. 16). Wäh- 2021). rend Rotenburg/Taaken und Völkersen/Völker- sen-Nord aus den Gesteinen des Rotliegend Das einzige deutsche Offshore-Erdgasfeld in fördern, produziert Goldenstedt/Visbek aus der Nordsee, A6/B4, produzierte in 2020 noch 3 dem Zechstein. rund 7,9 Mio. m (Vn) hochkalorisches Rohgas. Damit fiel die Förderung gegenüber dem Vor- Aus dem Feldeskomplex Salzwedel (Alt- jahr um ca. 71 Prozent. Aufgrund des hohen mark/Sanne/Wenze) sind bis Ende 2020 insge- durchschnittlichen Brennwertes von 3 3 samt 213 Mrd. m (Vn) Rohgas gefördert wor- 11,9 kWh/m (Vn) lag die Reingasförderung von 3 den. Dies entspricht mehr als einem Fünftel der A6/B4 umgerechnet bei 10 Mio. m (Vn) (BVEG Kumulativproduktion Deutschlands und bei wei- 2021). Zusätzlich fielen hier im Rahmen der tem der höchsten Gesamtförderung aller deut- Erdgasförderung 819 t Erdgaskondensat an. schen Felder. 2020 standen hier 130 Sonden in A6/B4 gilt als ausgefördert. Es wurden für das 3 Betrieb, die insgesamt 302 Mio. m (Vn) Rohgas kommende Jahr keine weiteren Reserven mehr förderten. Gegenüber dem Vorjahr mit gemeldet.

5 Erdöl- und Erdgasreserven

5.1 Erdölreserven am 1. Januar 2021

Die an das LBEG berichteten geschätzten si- wahrscheinlichen Erdölreserven in Nord- cheren und wahrscheinlichen Erdölreserven in deutschland. Im Raum nördlich der Elbe fielen Deutschland (s. Kap 5.3) beliefen sich am 1. Ja- die Reserven allerdings um 1,6 Mio. t oder 9 nuar 2021 auf 27,4 Mio. t Erdöl und liegen damit Prozent gegenüber dem Vorjahr auf 16,2 Mio. t. um 600 000 t oder 2 Prozent unter denen des In den Förderregionen westlich der Ems hinge- Vorjahres (Tab. 17 und Anl. 11). Die diesjähri- gen stiegen die Reserven um 1,4 Mio. t (+49,1 gen starken Schwankungen der Reserven in Prozent) auf 4,4 Mio. t. Auch im Oberrheintal den einzelnen Bereichen sind auf Neubewer- stiegen die ausgewiesenen Reserven wieder tungen der Felder auf Basis neuer geologischer um 831 000 t (+29,6 Prozent) auf 3,6 Mio. t, Erkenntnisse z.B. nach Bohrkampagnen zu- nachdem sie letztes Jahr stark gefallen waren rückzuführen. Die Steigerung der Reserven in (Tab. 17). den beiden großen erdölfördernden Bundeslän- dern Niedersachsen und Rheinland-Pfalz federt Im Ländervergleich lagerten nach den derzei- aber den allgemeinen negativen Trend etwas tigen Berechnungen mit 16,2 Mio. t Erdöl die ab. größten Reserven in Schleswig-Holstein und damit um 1,5 Mio. t (-8,7 Prozent) weniger als Regional betrachtet lagerten am 1. Januar im Vorjahr. Das sind 59 Prozent (-4,4 Prozent) 2021 nach wie vor die größten sicheren und der gesamtdeutschen Erdölreserven. In Nieder-

Tab. 17: Erdölreserven am 1. Januar 2021 aufgeteilt nach Bundesländern und Gebieten.

Bundesland/Gebiet Reserven am 1. Januar 2020 Produktion Reserven am 1. Januar 2021

sicher wahrsch. gesamt 2020 sicher wahrsch. gesamt

Mio. t Mio. t Mio. t Mio. t Mio. t Mio. t Mio. t Bundesland Bayern 0,213 0,035 0,248 0,038 0,175 0,035 0,210 Brandenburg 0,094 0,047 0,141 0,002 0,000 0,000 0,000 Hamburg 0,108 0,036 0,144 0,011 0,000 0,000 0,000 Hessen 0,012 0,228 0,240 0,000 0,011 0,225 0,236 Mecklenburg-Vorpommern 0,007 0,010 0,017 0,009 0,019 0,010 0,028 Niedersachsen 4,161 2,723 6,885 0,583 4,657 2,686 7,343 Rheinland-Pfalz 1,417 1,153 2,570 0,165 1,914 1,491 3,405 Schleswig-Holstein 9,927 7,795 17,723 1,086 11,153 5,024 16,176

Gebiet Nordsee 0,000 0,000 0,000 0,001 0,000 0,000 0,000 Nördlich der Elbe 9,953 7,832 17,785 1,092 11,153 5,024 16,176 Oder/Neiße-Elbe 0,102 0,057 0,158 0,011 0,019 0,010 0,028 Elbe-Weser 1,044 0,722 1,766 0,084 0,777 0,611 1,388 Weser-Ems 1,433 0,844 2,277 0,132 0,881 0,716 1,597 Westlich der Ems 1,767 1,157 2,924 0,373 3,000 1,359 4,358 Oberrheintal 1,429 1,381 2,810 0,166 1,925 1,716 3,641 Alpenvorland 0,213 0,035 0,248 0,039 0,175 0,035 0,210

Summe Deutschland 15,940 12,028 27,968 1,896 17,928 9,471 27,398

Summe der Produktion inkl. Baden-Württemberg. 35

sachsen stiegen die Reserven um 459 000 t auf menge, verbleibt zum Stichtag der Reservenbe- 7,3 Mio. t (+6,7 Prozent). Somit lagerten hier rechnung bei 14,5 Jahren. Das Verhältnis Re- 26,8 Prozent (+2,2 Prozent) der gesamtdeut- serven/Produktion (früher statische Reichweite) schen Reserven. Für Rheinland-Pfalz wurden berücksichtigt nicht den natürlichen Förderab- 3,4 Mio. t, 835 000 t oder 32,5 Prozent mehr fall der Lagerstätten oder andere variable Para- gemeldet als im Vorjahr. Damit liegt Rheinland- meter und ist deshalb nicht als Prognose, son- Pfalz mit 12,4 Prozent (+3,2 Prozent) der deut- dern als Momentaufnahme und statistische Ori- schen Erdölreserven auf dem dritten Platz (Tab. entierungsgröße anzusehen (Anl. 12). 17). Nach geologischen Formationen gestaffelt Der Vergleich der aktuellen Reserven mit denen befanden sich am Stichtag der Reservenschät- des Vorjahres, bereinigt um die entnommene zung rund 63 Prozent der verbleibenden Erdöl- Fördermenge von 2020, zeigt, dass 1,3 Mio. t reserven deutscher Lagerstätten in Sandstei- Erdöl durch zusätzliche Reserven kompensiert nen des Mittleren Jura, 23 Prozent in Gesteinen werden konnten. der Unterkreide und 8 Prozent in der Trias. Die restlichen Erdölreserven verteilten sich auf Das Verhältnis Reserven/Produktion, errech- Speichergesteine im Oberen Jura (3 Prozent), net aus den sicheren und wahrscheinlichen im Tertiär (3 Prozent) sowie untergeordnet im Erdölreserven und der letztjährigen Förder- Zechstein und in der Oberkreide (Anl. 8 und 9).

5.2 Erdgasreserven am 1. Januar 2021

Am 1. Januar 2021 betrug die Summe der ge- im Gebiet Weser-Ems. Das sind schätzten sicheren und wahrscheinlichen Erd- 3,6 Mrd. m³(Vn) (-15,4 Prozent) weniger als gasreserven Deutschlands 43,2 Mrd. m³(Vn) 2020. Für den Raum Elbe-Weser wurden

Rohgas. Damit verringerten sich die Reserven 19,1 Mrd. m³(Vn) gemeldet. Hier liegt der Re- gegenüber dem Vorjahr um 3,4 Mrd. m³(Vn) servenverlust bei 3,1 Mrd. m³(Vn) bzw. 14 Pro- oder 7,4 Prozent (Tab. 18 und Anl. 11). zent. Die Reingasreserven verteilten sich auf

die Gebiete Elbe-Weser mit 19,5 Mrd. m³(Vn) (-

Die sicheren und wahrscheinlichen Reserven 3,2 Mrd. m³(Vn), -14,1 Prozent) und Weser-Ems bezogen auf das normierte Reingas mit einem mit 17,1 Mrd. m³(Vn). Damit sind 3,2 Mrd.m³(Vn) 3 Brennwert von Hs = 9,77 kWh/m (Vn) (s. Kap. oder 15,9 Prozent weniger als im Vorjahr ge-

5.3) wurden am Stichtag mit 41,1 Mrd. m³(Vn) meldet worden (Tab. 18 und 19). angegeben und lagen damit 2,9 Mrd. m³(Vn) oder 6,6 Prozent unter denen des Vorjahres Im Ländervergleich liegen die größten Erdgas- (Tab. 19). Die stetige Abnahme der Erdgasre- reserven Deutschlands in Niedersachsen. Hier serven sowie der Produktion ist im Wesentli- lagerten der aktuellen Statistik nach 42,8 Mrd. chen auf die zunehmende Erschöpfung der vor- m³(Vn) Rohgas. Das sind 3,4 Mrd. m³(Vn) oder handenen Lagerstätten zurückzuführen. Auch 7,3 Prozent weniger als 2020. Der Anteil Nie- ist die Bohrtätigkeit auf Erdgas in den letzten dersachsens an den Rohgasreserven Deutsch- Jahren stark zurückgegangen. Dementspre- lands beträgt 99,1 Prozent (+0,3 Prozent). Die chend wurden die bekannten Felder nicht wei- Reingasreserven wurden für Niedersachsen mit terentwickelt. Ferner sind nennenswerte Neu- 40,8 Mrd. m³(Vn) (-2,8 Mrd. m³(Vn) bzw. -6,5 funde ausgeblieben. Prozent) angegeben. Das entspricht einem An- teil von 99,4 Prozent (+0,1 Prozent). Andere Regional betrachtet lagerten am Stichtag 1. Ja- Bundesländer tragen nur marginal zu den deut- nuar 2021 mit 19,8 Mrd. m³(Vn) die größten si- schen Erdgasreserven bei (Tab. 19). cheren und wahrscheinlichen Rohgasreserven 36

Tab. 18: Erdgasreserven (Rohgas) am 1. Januar 2021 aufgeteilt nach Bundesländern und Gebieten.

Bundesland/Gebiet Reserven am 1. Januar 2020 Produktion Reserven am 1. Januar 2021

sicher wahrsch. gesamt 2020 sicher wahrsch. gesamt

Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Bundesland Bayern 0,039 0,065 0,104 0,005 0,034 0,060 0,094 Niedersachsen 24,503 21,640 46,142 5,308 21,958 20,825 42,783 Sachsen-Anhalt 0,157 0,104 0,260 0,302 0,253 0,029 0,281 Schleswig-Holstein 0,010 0,000 0,010 0,008 0,000 0,000 0,000 Thüringen 0,101 0,014 0,115 0,014 0,030 0,004 0,034

Gebiet Nordsee 0,010 0,000 0,010 0,008 0,000 0,000 0,000 Elbe-Weser 11,914 10,320 22,234 2,522 10,643 8,482 19,126 Weser-Ems 12,284 11,109 23,393 2,961 9,315 10,480 19,795 Westlich der Ems 0,462 0,313 0,775 0,127 2,252 1,892 4,144 Thüringer Becken 0,101 0,014 0,115 0,014 0,030 0,004 0,034 Alpenvorland 0,039 0,065 0,104 0,005 0,034 0,060 0,094

Summe Deutschland 24,809 21,822 46,631 5,636 22,275 20,917 43,192

Volumenangaben in Normkubikmetern

Der Vergleich der aktuellen Reserven mit denen deshalb nicht als Prognose, sondern als Mo- des Vorjahres, bereinigt um die entnommene mentaufnahme und statistische Orientierungs- Fördermenge von 2020, zeigt, dass 2,2 Mrd. größe anzusehen (Anl. 12). 3 m (Vn) Rohgas durch zusätzliche Reserven kompensiert werden konnten. Nach geologischen Formationen gestaffelt befanden sich rund 82 Prozent der deutschen Das Verhältnis Reserven/Produktion, errech- Erdgasreserven in Lagerstätten des Perm. Da- net aus den sicheren und wahrscheinlichen von sind 42 Prozent in Sandsteinen des Rotlie- Rohgasreserven und der letztjährigen Förder- gend und 40 Prozent in Karbonatgesteinen des menge für Rohgas, sinkt zum Stichtag der Re- Zechstein akkumuliert. Die übrigen Erdgasre- servenberechnung 1. Januar 2020 um ein Jahr serven lagern größtenteils in oberkarbonischen auf 7 Jahre. Das Verhältnis Reserven/Produk- (10 Prozent) und triassischen Sandsteinen (7 tion (früher statische Reichweite) berücksichtigt Prozent) sowie untergeordnet in jurassischen nicht den natürlichen Förderabfall der Lager- und tertiären Lagerstätten mit 0,7 bzw. 0,1 Pro- stätten oder andere variable Parameter und ist zent.

Tab. 19: Erdgasreserven (Reingas) am 1. Januar 2021 aufgeteilt nach Bundesländern und Gebieten.

Bundesland/Gebiet Reserven am 1. Januar 2020 Produktion Reserven am 1. Januar 2021

sicher wahrsch. gesamt 2020 sicher wahrsch. gesamt

Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Bundesland Bayern 0,044 0,069 0,113 0,006 0,039 0,068 0,107 Niedersachsen 23,302 20,353 43,656 4,955 21,244 19,577 40,821 Sachsen-Anhalt 0,056 0,037 0,093 0,111 0,092 0,010 0,102 Schleswig-Holstein 0,012 0,000 0,012 0,010 0,000 0,000 0,000 Thüringen 0,068 0,009 0,077 0,009 0,019 0,002 0,021

Gebiet Nordsee 0,012 0,000 0,012 0,010 0,000 0,000 0,000 Elbe-Weser 12,205 10,469 22,675 2,375 10,795 8,672 19,467 Weser-Ems 10,671 9,604 20,275 2,558 8,153 8,907 17,060 Westlich der Ems 0,483 0,317 0,799 0,133 2,387 2,008 4,395 Thüringer Becken 0,068 0,009 0,077 0,009 0,019 0,002 0,021 Alpenvorland 0,044 0,069 0,113 0,006 0,039 0,068 0,107

Summe Deutschland 23,482 20,468 43,950 5,091 21,393 19,658 41,051

Volumenangaben der Produktion (ohne Erdölgas) nach Angaben des Bundesverbandes Erdgas, Erdöl und Geoenergie e.V., Reingasmengen beziehen sich auf Normalbedingungen und einen Brennwert von 9,77 kWh/m³(Vn)

5.3 Reservendefinitionen

3 In Anlehnung an internationale Standards Hs = 9,7692 kWh/m (Vn), der in der Förderin- (SPE/WPC 1997, UN/ECE 1996 in PORTH et al. dustrie auch als „Groningen-Brennwert" be- 1997) erfasst das LBEG jährlich die Erdöl- und zeichnet wird und eine grundsätzliche Rechen- Erdgasreserven der Felder Deutschlands als si- größe in der Gaswirtschaft darstellt. chere und wahrscheinliche Reserven und veröf- fentlicht diese Daten zusammengefasst nach Das LBEG berichtet die verbleibenden Rohgas- Fördergebieten, Bundesländern und geologi- reserven und, in Anlehnung an die Förderge- schen Formationen. sellschaften und den Bundesverband Erdgas, Erdöl und Geoenergie (BVEG), auch die Rein- Die Erdgasreserven werden in der deutschen gasreserven, damit die Angaben sowohl für la- Förderindustrie sowohl lagerstättentechnisch gerstättentechnisch/geologische als auch für als „Rohgasmengen" als auch gaswirtschaftlich energiewirtschaftliche Fragestellungen genutzt als „Reingasmengen" angegeben. Die Rohgas- werden können. menge entspricht dem aus der Lagerstätte entnommenen Volumen mit natürlichem Brenn- Sichere Reserven (P90) sind Kohlenwasser- wert, der von Lagerstätte zu Lagerstätte in stoffmengen in bekannten Lagerstätten, die auf- 3 Deutschland zwischen 2 und 12 kWh/m (Vn) grund lagerstättentechnischer und geologischer schwanken kann. Die Reingasmenge ist eher Erkenntnisse unter den gegebenen wirtschaftli- eine kaufmännisch relevante Größe, da Erdgas chen und technischen Bedingungen mit hoher nicht nach seinem Volumen, sondern nach sei- Sicherheit gewinnbar sind (Wahrscheinlich- nem Energieinhalt verkauft wird. Die Angaben keitsgrad mindestens 90 Prozent). zum Reingas in diesem Bericht beziehen sich einheitlich auf einen spezifischen Brennwert

Wahrscheinliche Reserven (P50) sind Koh- maßgeblich durch die Förderraten bestimmt. Im lenwasserstoffmengen in bekannten Lagerstät- Allgemeinen gilt: Erhöht sich der Öl- und/oder ten, die aufgrund lagerstättentechnischer und Gaspreis, folgen niedrigere Grenzraten für eine geologischer Erkenntnisse unter den gegebe- wirtschaftliche Förderung der Sonden und die nen wirtschaftlichen und technischen Bedingun- erwartete Lebensdauer der Felder sowie die gen mit einem angemessenen Wahrscheinlich- verbleibenden Reserven steigen. Fallen die keitsgrad gewinnbar sind (Wahrscheinlichkeits- Preise, so verkürzt sich auch die erwartete Le- grad mindestens 50 Prozent). Wahrscheinliche bensdauer eines Feldes und die Reserven neh- Reserven sind also mit technischen, vertrags- men ab. mäßigen, wirtschaftlichen oder regulatorischen Unsicherheiten behaftet (PORTH et al. 1997). Neben den Fördererlösen spielen für die Le- bensdauer der Lagerstätten auch andere Fak- Beide Reservenklassifizierungen hängen von toren wie Alter und Zustand der Übertageanla- den jeweiligen Erdöl- bzw. Erdgaspreisen ab. gen, Feldleitungen und Infrastruktur (Transport- Die schwierige, langfristige Prognose dieser kosten) eine wichtige Rolle. Die Summe aus si- Preise bestimmt daher entscheidend die För- cheren und wahrscheinlichen Reserven und derdauer der Felder und somit auch die Höhe ihre Abgrenzung voneinander unterliegen daher der verbleibenden Reserven. Dabei wird die einem ständigen Wechsel und sind als dynami- Wirtschaftlichkeitsgrenze einer Lagerstätte sche Größen zu betrachten.

6 Untertage-Gasspeicherung

6.1 Grundzüge der Untertage-Gasspeicherung

Die klassische Aufgabe von Untertage-Gas- Als Speichertypen existieren Porenspeicher speichern ist der Ausgleich tages- und jahres- (ehemalige Erdöl-Erdgaslagerstätten oder zeitlicher Verbrauchsspitzen. Eine Verände- Salzwasser-Aquifere) und Salzkavernenspei- rung der Förderraten von Bohrungen in heimi- cher. Porenspeicher dienen grundsätzlich zur schen Erdgasfeldern ist aufgrund fördertechni- saisonalen Grundlastabdeckung. Sie reagieren scher Gründe sowie der Kapazitätsbandbreite durch die natürlichen Fließwege im kapillaren ihrer Aufbereitungsanlagen nur im begrenzten Porenraum der Speichergesteine in der Regel Umfang möglich. Die Importmengen für Erdgas langsamer auf Veränderungen von Förderraten hingegen sind vertraglich festgeschrieben und als Kavernenspeicher. Letztere sind in ihrer Ein- damit prognostizierbar, aber nicht ohne weite- und Ausspeicherrate leistungsfähiger und da- res kurzfristig veränderbar. Die für eine sichere her besonders für tageszeitliche Spitzenlastab- Gasversorgung entscheidende und nicht prog- deckungen geeignet. Aber auch einige Poren- nostizierbare Größe stellen jahreszeitliche speicher in natürlich geklüfteten Speicherge- (temperaturabhängige) sowie tageszeitliche steinen erreichen ähnlich hohe Förderraten wie Verbrauchsschwankungen dar. Um einen kon- Kavernenspeicher. stanten Gasfluss zwischen Erdgasversorger und Erdgasverbrauchern zu garantieren kommt Das Gesamtvolumen eines Speichers ist die den Gasspeichern eine klassische Pufferfunk- Summe aus seinem Arbeitsgas- und Kissen- tion zu. Zunehmend wird diese auch um eine gasvolumen. Das Arbeitsgasvolumen ist das strategische Bedeutung für Krisenzeiten bei der tatsächlich nutzbare Speichervolumen, das ein- Energieversorgung ergänzt. Die Vermarktung oder ausgelagert wird. Als Kissengas bezeich- von Speicherkapazitäten und die Bezugsopti- net man die im Speicher verbleibende Restgas- mierung unter Ausnutzung schwankender Gas- menge, die einen Mindestdruck für eine preise hat für die Unternehmen oberste Priori- Gasentnahme aufrechterhalten soll. Ein hoher tät. Der klassische Speicherzyklus – Einspei- Kissengasanteil ermöglicht eine längere (kon- sung im Sommer, Ausspeisung im Winter – ver- stante) Entnahmerate. Je höher der prozentu- liert dadurch an Bedeutung. ale Anteil des Arbeitsgasvolumens am nationa- len Erdgasverbrauch ist und je schneller das Ar- Seit Beginn der Gasversorgung in Deutschland beitsgas ein- und ausgespeichert werden kann, stieg das verfügbare Arbeitsgasvolumen durch umso leistungsfähiger ist die Erdgasspeiche- die Einrichtung neuer und die Erweiterung be- rung und damit die nationale Energieversor- stehender Speicher nahezu stetig an, bis dieser gung. Aufwärtstrend (vgl. Anlage 15) im Jahr 2018 zum Erliegen gekommen ist. Im Berichtsjahr Die Internationale Gas Union hat relevante 2020 verzeichnet sich ein Rückgang von ca. 0,2 Speicherbegriffe in einem Glossar zusammen- 3 Mrd. m (Vn) oder rund 0,8 Prozent gegenüber gefasst (WALLBRECHT et al. 2006). dem Vorjahr, der auf mehrere geringe Reduzie- rungen des Arbeitsgasvolumens von Kavernen- speichern zurückzuführen ist.

6.2 Erdgas als Primärenergieträger, Aufkommen und Verbrauch

Ähnlich wie im Vorjahr konnte der Erdgasver- Strom- und Wärmeversorgung weiter ange- brauch von rund 965 Mrd. kWh1 nur noch zu ca. wachsen ist und dass ebenfalls Pandemie-be- 5 Prozent aus inländischer Förderung gedeckt dingt mehr Erdgas in privaten Haushalten ver- werden (AGEB 2021). Für die restlichen 95% braucht wurde, aber in der Summe führte dies des Verbrauchs muss Erdgas eingeführt wer- nicht zu einem Anstieg des gesamten Erdgas- den, wobei sich die Bedeutung der inländischen verbrauchs (AGEB 2021, weitere Details siehe Untertage-Gasspeicherung für die Lagerung dort). der Importe zeigt. Vorwiegend durch die natürliche Erschöpfung Die Anteile der Energieträger am Primärener- der Lagerstätten ging die heimische Erdgasför- gieverbrauch sind in Tabelle 20 dargestellt derung gegenüber dem Vorjahr deutlich um 3 (nach AGEB 2021). Erdgas liegt weiter auf Platz rund 15 Prozent auf 5,1 Mrd. m (Vn) zurück (s. zwei der Rangfolge. Sein Anteil am Energiemix Kap. 4). ist in 2020 um 1,5 Prozentpunkte auf 26,6 Pro- zent gestiegen.

Der deutsche Erdgasverbrauch ist gegenüber dem Vorjahr um rund 2,4 Prozent (AGEB 2021) 3 auf rund 99 Mrd. m (Vn) gefallen, welches im Wesentlichen auf die Corona-Pandemie und dem damit einhergehenden geringeren Ver- brauch im industriellen Sektor zurückzuführen ist. Es ist zwar zu verzeichnen, dass auch im letzten Jahr der Einsatz von Erdgas für die

Tab. 20: Anteile der Energieträger am Primärenergieverbrauch (AGEB 2021).

Energieträger Anteile in %

2019 2020

Mineralöl 35,2 33,7

Erdgas 25,1 26,6

Steinkohle 8,5 7,7

Braunkohle 9,1 8,1

Kernenergie 6,4 6,0

Erneuerbare Energien 14,9 16,6

Sonstige / Stromaustauschsaldo 1,8 / -0,9 1,9 / -0,6

1 Alle Volumenangaben beziehen sich auf einen spezifischen Brennwert HS mit 9,77 kWh/m³(Vn). In der Förderindustrie wird dieser Referenzwert häufig als „Reingas“ oder „Groningen-Brennwert“ bezeichnet. In Statistiken ist auch ein Bezugswert von 11,5 kWh/m³(Vn) gebräuchlich, der sich auf die durchschnittliche Qualität von Nordseegas bezieht. Unter Verwendung des Brennwertes von 9,77 kWh/m³(Vn) und der Verbrauchsangabe von 965 Mrd. kWh (AGEB 2021) berechnet sich ein Erdgasver- 3 brauch von Deutschland von ca. 99 Mrd. m (Vn). 41

6.3 Lage und Kenndaten der Speicher im Jahr 2020 (Stichtag: 31. Dezember 2020)

Die Speicherinformationen dieses Berichtes be- hinsichtlich des Strukturbaus, des Speichervo- ruhen auf einer jährlichen Datenabfrage des lumens und des maximalen Druckes abgeleitet LBEG bei den deutschen Speicherfirmen in Zu- werden. Aquiferspeicher sind aus diesem sammenarbeit mit den zuständigen Behörden Grund hinsichtlich Vorlaufzeit, Explorationsauf- der Bundesländer. Seit 2010 erfolgt diese Mel- wand und bergbaulichem Risiko (Dichtheit) dung parallel auch an den Ausschuss Kavernen grundsätzlich die anspruchsvollsten Speicher- und Gasspeicher (KUGS), dessen Geschäfts- typen. Die oberste Prämisse bei allen Spei- führung beim Bundesverband Erdgas, Erdöl chern ist die bergbauliche Sicherheit, d.h. der und Geoenergie e. V. (BVEG) in Hannover an- sichere Betrieb unter allen Betriebsbedingun- gesiedelt ist und in dessen Jahresbericht die gen und die Kenntnis der Gasverbreitung im Daten ebenfalls veröffentlicht werden. Die bun- dreidimensionalen Raum über die Zeit. desweite Erhebung von Speicherdaten geht unter anderem auf einen Beschluss des Bundes- Seit 2013 sind allerdings keine neuen Planun- wirtschaftsministeriums vom 4. Juli 1980 im gen für Porenspeicher von den Betreiberfirmen Rahmen des Bund-Länder-Ausschusses Berg- mehr gemeldet worden. bau zurück. Kavernenspeicher können nach Abteufen einer Anlage 14 zeigt die geografische Lage der Un- Bohrung dort eingerichtet (gesolt) werden, wo tertage-Gasspeicher sowie der Kavernenspei- mächtige Salinare (Salzstöcke) vorkommen cher für flüssige Kohlenwasserstoffe. Da Poren- und gleichzeitig eine umweltverträgliche Ablei- speicher vorzugsweise in Sandstein-Formatio- tung oder Nutzung der Sole möglich ist. Die nen ehemaliger Erdöl- oder Erdgaslagerstätten Lage von Kavernenspeichern ist aus geologi- oder Salzwasser-Aquiferen eingerichtet wur- schen Gründen vorwiegend auf den Norden den, liegen sie in den Sedimentbecken von Deutschlands beschränkt. Der südlichste Ka- Nord-, Ost- und Süddeutschland. Aquiferspei- vernenspeicher liegt im Raum Fulda. Die bevor- cher spielen im Hinblick auf das Arbeitsgasvo- zugte Lage für Kavernenspeicher sind Stand- lumen in Deutschland nur noch eine unterge- orte in Küstennähe, wo nach Umweltverträglich- ordnete Rolle. keitsprüfungen der Bau von Leitungen für eine Soleeinleitung in Richtung Meer oder eine kom- Ehemalige Lagerstätten bieten im Allgemeinen merzielle Solenutzung grundsätzlich möglich eine gute Datengrundlage für die geologisch-la- ist. Aktuelle Beispiele sind hier Projekte wie Je- gerstättentechnischen Verhältnisse des tieferen mgum, Etzel und Epe. Eine Beschreibung der Untergrundes, wie z.B. der Dichtheit der geolo- Geologie norddeutscher Salinare, die potenzi- gischen Barriere-Horizonte und damit der Leis- elle Speicherstandorte darstellen, findet sich bei tungsfähigkeit eines Speichers. Das gilt beson- LANGER & SCHÜTTE (2002). Eine Karte der Salz- ders für das aus der Förderphase ableitbare strukturen in Norddeutschland (Quelle: BGR, Druck-Volumen-Verhalten bei einer Spei- Maßstab 1:500.000) ist auf dem Kartenserver chernutzung. (https://nibis.lbeg.de/cardomap3/) des LBEG einzusehen. Aquiferspeicher hingegen müssen gänzlich neu exploriert werden, um die Größe des Aquifer- Porenvolumens, die Verbreitung des Speicher- horizontes und seiner Deckschichten, das Druck-Volumen-Verhalten im späteren Betrieb sowie die dichtenden Eigenschaften von Stö- rungsbahnen zu bestimmen. Erst nach Durch- führung einer 3D-Seismik und dem Abteufen von Explorationsbohrungen können Ergebnisse 42

Tab. 21: Kenndaten der deutschen Erdgasspeicherung (Stand 31. Dezember 2020).

Einheit Porenspeicher Kavernenspeicher Summe

Arbeitsgasvolumen "in Betrieb" Mrd. m³(Vn) 8,6 15,1 23,7

Arbeitsgasvolumen "in Betrieb nach Endausbau"  Mrd. m³(Vn) 8,6 15,2 23,8

Plateau-Entnahmerate Mio. m³(Vn)/d 146 525 671

Theoretische Verfügbarkeit des Arbeitsgases 1) Tage 59 29 35

Anzahl der Speicher "in Betrieb" 16 31 47

Arbeitsgasvolumen "in Planung oder Bau"  Mrd. m³(Vn) 0 2,4 2,4

Anzahl der Speicher "in Planung oder Bau" 2) 0 5 5

Summe Arbeitsgas (+) Mrd. m³(Vn) 8,6 17,6 26,2

1) Rechnerischer Wert bezogen auf Arbeitsgasvolumen "in Betrieb" (Arbeitsgas / Plateau-Entnahmerate) 2) Inkl. Speichererweiterungen

Tabelle 21 zeigt die Kenndaten der Erdgasspei- ebenfalls nur wenig geändert. Eine der geplan- cherung in Deutschland. Das derzeit technisch ten Kavernen im Speicher Katharina wurde fer- nutzbare (installierte) maximale Arbeitsgasvolu- tiggestellt. Damit ist eine zukünftige Speicherka- 3 3 men beträgt 23,7 Mrd. m (Vn). pazität von rund 2,4 Mrd. m (Vn) Arbeitsgas gemeldet (vgl. Tab. 24b). Im Falle der Realisierung Gegenüber dem Vorjahr hat sich das Volumen aller in diesem Bericht von den Unternehmen ge- 3 um ca. 0,2 Mrd. m (Vn) verringert. Dies resultiert meldeten Projekte wird langfristig ein maximales 3 aus Reduzierungen des Arbeitsgasvolumens in Arbeitsgasvolumen von 26,2 Mrd. m (Vn) ver- mehreren Kavernenspeichern, wie z. B. Bad fügbar sein. Für den geplanten Kavernenspei- Lauchstädt, Bernburg oder Bremen-Lesum (We- cher in Jemgum (acht Kavernen) wurden aller- sernetz), bei dem auch eine Kaverne außer Be- dings keine Planzahlen für das Arbeitsgasvolu- trieb genommen wurde. Die Erhöhungen des Ar- men gemeldet. Die Arbeitsgasmenge für diesen beitsgasvolumens in anderen Kavernenspei- Speicher ist daher in der o. z.bg. Zahl nicht ent- chern, die z. B. durch die Inbetriebnahme einer halten. Bei Ansatz eines durchschnittlichen Ar- 3 neuen Kaverne im Speicher Katharina erfolgten, beitsgasvolumens von 50 Mio. m (Vn) je Ka- konnten die Reduzierungen nicht kompensieren. verne würden bei Realisierung der acht Kaver- 3 Bei den Porenspeichern sind für das Berichtsjahr nen theoretisch weitere 0,4 Mrd. m (Vn) zum ge- keine Veränderungen zu verzeichnen. planten Arbeitsgasvolumen hinzukommen.

Wie auch im Vorjahr sind an 47 Standorten Un- Die Verteilung der Arbeitsgasvolumina nach tertage-Speicher in Betrieb. Die Anzahl der ein- Speichertyp und Bundesland wird in Tabelle 22 zelnen Speicherkavernen in den 31 Kavernen- dargestellt. speichern hat sich in der Summe ebenfalls nicht verändert. Die insgesamt sehr geringen Ände- Die Tabellen 23, 24a und 24b zeigen die Kenn- rungen führten auch dazu, dass der Anteil des daten für die einzelnen Gasspeicher, die derzeit nutzbaren Arbeitsgasvolumens in Kavernenspei- in Betrieb, in Planung oder im Bau sind und für chern am gesamten Arbeitsgasvolumen die ein Betriebsplanantrag vorliegt. Deutschlands mit 64 Prozent (Porenspeicher 36%) gleichgeblieben ist. Für das Arbeitsgasvolumen in den Tabellen 23, 24a und 24b sind jeweils zwei Werte aufgeführt: Bei den Speicherprojekten, die in Planung oder im Bau sind, hat sich gegenüber dem Vorjahr 43

Tab. 22: Untertagegasspeicherung nach Bundesländern (Stand 31. Dezember 2020).

Anzahl Gesamt- max. nutzbares Arbeitsgas nach Plateau-Entnah- Bundesland Typ Speicher* volumen** Arbeitsgas Endausbau merate

Mio. m³(Vn) Mio. m³(Vn) Mio. m³(Vn) 1000 m³/h Baden-Württemberg Porenspeicher 2 221 40 44 75 Bayern Porenspeicher 6 7 156 3 008 3 008 2 505 Brandenburg Kavernenspeicher 1 (1) 128 100 100 140 Bremen Kavernenspeicher 2 (3) 266 173 173 360 Hessen Kavernenspeicher 1 (3) 178 110 110 100 Porenspeicher 3 434 215 215 235 Mecklenburg-Vorpommern Kavernenspeicher 1 (4) 301 257 257 400 Niedersachsen Kavernenspeicher 11 (107) 10 811 7 754 7 754 9 315 Porenspeicher 2 8 359 4 760 4 760 2 830 Nordrhein-Westfalen Kavernenspeicher 9 (84) 4 781 3 720 3 720 6 990 Rheinland-Pfalz Porenspeicher 1 300 90 90 130 Sachsen-Anhalt Kavernenspeicher 5 (68) 3 754 2 911 2 977 4 465 Porenspeicher 1 670 440 440 238 Schleswig-Holstein Kavernenspeicher 1 (2) 1 62 99 100 Thüringen Porenspeicher 1 380 62 62 62

Summen Deutschland Kavernenspeicher 31 (272) 20 220 15 087 15 190 21 870 Porenspeicher 16 17 520 8 615 8 619 6 075

Gesamt 47 37 740 23 702 23 809 27 945

* Bei Porenspeichern Anzahl der Standorte, bei Kavernenspeichern Anzahl der Standorte und Anzahl der Kavernen in Klammern **Gesamtvolumen = Summe aus maximalem (zugelassenem) Arbeits- und Kissengasvolumen

Das "maximale (nutzbare) Arbeitsgasvolumen“ Anlage 15 zeigt die historische Entwicklung des sowie das „Arbeitsgasvolumen nach Endaus- Arbeitsgasvolumens. Der erste deutsche Unter- bau“. Das "maximale (nutzbare) Arbeitsgasvo- tagegasspeicher ging im Jahr 1955 mit dem lumen“ ist das Volumen, das zum Stichtag unter Aquiferspeicher Engelbostel in Betrieb, welcher den technischen, vertraglichen und bergrechtli- Ende der 1990er Jahre aus wirtschaftlichen chen Rahmenbedingungen installiert und ver- Gründen aufgegeben wurde. Der neueste Spei- fügbar ist. Dieser Wert kann bei den Speichern cherstandort ist Jemgum in Niedersachsen, wo in Betrieb vom „Arbeitsgasvolumen nach End- 2013 die ersten Kavernen in Betrieb genommen ausbau“ abweichen, wenn ein neuer Speicher worden sind. in der Aufbauphase (Erstbefüllung) ist oder ein existierender Speicher erweitert wird. In einigen Fällen wird das "maximale Arbeitsgasvolumen" aus vertraglichen oder technischen Gründen (Anlagenkapazität, Verdichter) sowie aus lager- stättentechnischen oder geologischen Gründen nicht voll ausgenutzt. Aufgrund zum Teil kom- plexer Konsortialverhältnisse sind in den Tabel- len als Gesellschaften die Betreiberfirmen und nicht alle Eigentümer oder Konsortialpartner ge- nannt.

44 Tab. 23: Erdgas-Porenspeicher.

max. Arbeitsgas Bundes- Gesamt- Plateau- Speicher Betreiber / Eigentümer Speichertyp Teufe Speicherformation nutzbares nach land volumen* Entnahmerate Arbeitsgas Endausbau

in Betrieb m Mio. m³(Vn) Mio. m³(Vn) Mio. m³(Vn) 1000 m³/h Allmenhausen TH TEP Thüringer Energie Speichergesellschaft mbH / ehem. Gasfeld 350 Buntsandstein 380 62 62 62 Thüringer Energie AG Bad Lauchstädt ST VNG Gasspeicher GmbH ehem. Gasfeld 800 Rotliegend 670 440 440 238 Bierwang BY Uniper Energy Storage GmbH ehem. Gasfeld 1560 Tertiär (Chatt) 3140 1000 1000 1200 Breitbrunn-Eggstätt BY Uniper Energy Storage GmbH / NAFTA Speicher ehem. Gasfeld 1900 Tertiär (Chatt) 2075 992 992 520 GmbH & Co. KG Eschenfelden BY Uniper Energy Storage GmbH / Uniper Energy Sto- Aquifer 600 Keuper, Muschelkalk 168 72 72 95 rage GmbH, N-ERGIE AG Frankenthal RP Enovos Storage GmbH Aquifer 600 - 1000 Jungtertiär I + II 300 90 90 130 Fronhofen-Illmensee BW Storengy Deutschland GmbH ehem. Ölfeld 1750 - 2200 Muschelkalk 153 10 10 30 (Trigonodus-Dolomit) Hähnlein HE MND Gas Storage Germany GmbH Aquifer 500 Tertiär (Pliozän) 160 80 80 100 Inzenham BY NAFTA Speicher Inzenham / NAFTA Speicher ehem. Gasfeld 680 - 880 Tertiär (Aquitan) 880 425 425 300 GmbH & Co. KG Rehden NI astora GmbH / WINGAS GmbH ehem. Gasfeld 1900 - 2250 Zechstein 6780 3900 3900 2400 Sandhausen BW terranets bw Aquifer 600 Tertiär 68 30 34 45 Schmidhausen BY Storengy Deutschland GmbH ehem. Gasfeld 1015 Tertiär (Aquitan) 310 154 154 150 Stockstadt HE MND Gas Storage Germany GmbH ehem. Gasfeld 500 Tertiär (Pliozän) 94 45 45 45 Stockstadt HE MND Gas Storage Germany GmbH Aquifer 450 Tertiär (Pliozän) 180 90 90 90 Uelsen NI Storengy Deutschland GmbH ehem. Gasfeld 1470 - 1525 Buntsandstein 1579 860 860 430 Wolfersberg BY Bayerngas GmbH / NAFTA Speicher GmbH & Co. ehem. Gasfeld 2930 Tertiär 583 365 365 240 KG (Lithothamnien-Kalk) Summe 17520 8615 8619 6075

Quelle: Betreiberfirmen und Genehmigungsbehörden, Stand 31.12.2020. *Gesamtvolumen = Summe aus maximalem (zugelassenem) Arbeits- und Kissengasvolumen. Bundeslandkürzel: BW: Baden-Württemberg, BY: Bayern, HE: Hessen, NI: Niedersachsen, RP: Rheinland-Pfalz, ST: Sachsen-Anhalt, TH: Thüringen

Tab. 24a: Erdgas-Kavernenspeicher in Betrieb.

Bundes- Anzahl Speicher Gesamt max. nutzbares Arbeitsgas Plateau- Speicher Betreiber / Eigentümer Teufe land Einzelspeicher formation volumen* Arbeitsgas nach Endausbau Entnahmerate

m Mio. m³(Vn) Mio. m³(Vn) Mio. m³(Vn) 1000 m³/h Bad Lauchstädt ST VNG Gasspeicher GmbH 17 780 - 950 Zechstein 2 840 654 720 920 Bernburg ST VNG Gasspeicher GmbH 30 500 - 700 Zechstein 2 1203 898 898 1000 Bremen-Lesum-Storengy HB Storengy Deutschland GmbH 2 1312 - 1765 Zechstein 237 152 152 360 Bremen-Lesum-Weser- HB wesernetz Bremen GmbH & Co. KG 1 1050 - 1350 Zechstein 29 21 21 0 netz Empelde NI GHG-Gasspeicher Hannover GmbH 5 1300 - 1800 Zechstein 2 524 378 378 510 Epe-ENECO NW ENECO Gasspeicher GmbH 2 1100 - 1400 Zechstein 132 94 94 400

Epe-KGE NW KGE-Kommunale Gasspeicherges. Epe mbH & Co. KG 4 1100 - 1400 Zechstein 241 186 186 400 Epe-NUON NW NUON Epe Gasspeicher GmbH 7 1100 - 1420 Zechstein 1 410 300 300 600 Epe-RWE, H-Gas NW RWE Gas Storage West GmbH 10 1100 - 1420 Zechstein 1 509 388 388 870 Epe-RWE, L-Gas NW RWE Gas Storage West GmbH 4 1250 - 1430 Zechstein 246 178 178 400 Epe-RWE, NL NW RWE Gas Storage West GmbH 6 1080 - 1490 Zechstein 388 296 296 500 Epe-Trianel NW Trianel Gasspeicher Epe GmbH & Co. KG 4 1170 - 1465 Zechstein 1 249 190 190 600 Epe-Uniper NW Uniper Energy Storage GmbH 39 1090 - 1420 Zechstein 1 2408 1916 1916 2900 Etzel-EGL 1 und 2 NI Equinor Storage Deutschland GmbH / PATRIZIA 19 900 - 1700 Zechstein 2 1628 1170 1170 1320 GmbH Etzel-EKB NI EKB GmbH & Co. KG / PATRIZIA GmbH 9 1200 - 1600 Zechstein 2 1231 895 895 800 Etzel-ESE NI Uniper Energy Storage GmbH / PATRIZIA GmbH 19 1100 - 1600 Zechstein 2 2607 1912 1912 2250 Etzel-FSG Crystal NI Friedeburger Speicherbetriebsgesellschaft mbH 4 1200 - 1600 Zechstein 2 610 390 390 600 „Crystal“ / PATRIZIA GmbH Harsefeld NI Storengy Deutschland GmbH 2 1156 - 1701 Zechstein 169 110 110 300 Huntorf1) NI EWE GASSPEICHER GmbH 7 650 - 1400 Zechstein 431 308 308 450 Jemgum-astora NI astora GmbH, VNG Gasspeicher GmbH / WINGAS 10 950 - 1500 Zechstein 2 1015 760 760 775 GmbH, VNG Gasspeicher GmbH Jemgum-EWE NI EWE GASSPEICHER GmbH 8 950 - 1400 Zechstein 548 366 366 250 Katharina ST Erdgasspeicher Peissen GmbH 7 500 - 700 Zechstein 2 387 347 347 1000 Kiel-Rönne SH Stadtwerke Kiel AG / E.ON-Hanse AG 2 1300 - 1750 Rotliegend 1 62 99 100 Kraak MV HanseWerk AG 4 910 - 1450 Zechstein 301 257 257 400 Krummhörn NI Uniper Energy Storage GmbH 3 1500 - 1800 Zechstein 2 270 154 154 280 Nüttermoor NI EWE GASSPEICHER GmbH 21 950 - 1300 Zechstein 1778 1311 1311 1780 Peckensen ST Storengy Deutschland GmbH 5 1279 - 1453 Zechstein 560 367 367 895 Reckrod HE MET Germany Holding GmbH 3 800 - 1100 Zechstein 1 178 110 110 100 Rüdersdorf BB EWE GASSPEICHER GmbH 1 900 - 1200 Zechstein 128 100 100 140 Staßfurt ST RWE Gas Storage West GmbH 9 400 - 1130 Zechstein 764 645 645 650 Xanten NW RWE Gas Storage West GmbH 8 1000 Zechstein 198 172 172 320 Summe 272 20220 15087 15190 21870

Quelle: Betreiberfirmen und Genehmigungsbehörden, Stand 31.12.2020. *Gesamtvolumen = Summe aus maximalem (zugelassenem) Arbeitsgas- und Kissengasvolumen. 1) Einschl. Neuenhuntorf. Bundeslandkürzel: BB: Brandenburg, HB: Bremen, HE: Hessen, MV: Mecklenburg-Vorpommern, NI: Niedersachsen, NW: Nordrhein-Westfalen , SH: Schleswig-Holstein, ST: Sachsen-Anhalt 45

46 Tab. 24b: Erdgas-Kavernenspeicher in Planung oder Bau.

Bundes- Anzahl Gesamt max. nutzbares Arbeitsgas Plateau- Speicher Betreiber / Eigentümer Teufe Speicherformation land Einzelspeicher volumen* Arbeitsgas nach Endausbau Entnahmerate

m Mio. m³(Vn) Mio. m³(Vn) Mio. m³(Vn) 1000 m³/h

Bad Lauchstädt ST VNG Gasspeicher GmbH 1 780 - 950 Zechstein 2 96 73 Epe-Uniper NW Uniper Energy Storage GmbH 1 1090 - 1420 Zechstein k.A. 50 Etzel-STORAG NI STORAG ETZEL GmbH 24 1200 - 1600 Zechstein 2 3000 2020 Jemgum-astora NI astora GmbH, VNG Gasspeicher GmbH / 8 950 - 1500 Zechstein 2 1200 k.A. WINGAS GmbH, VNG Gasspeicher GmbH Katharina ST Erdgasspeicher Peissen GmbH 5 500 - 700 Zechstein 2 296 267 Summe 39 4592 2410

Quelle: Betreiberfirmen und Genehmigungsbehörden, Stand 31.12.2020. Gesamtvolumen = Summe aus maximalem (zugelassenem) Arbeitsgas- und Kissengasvolumen. Bundeslandkürzel: NI: Niedersachsen, NW: Nordrhein-Westfalen, ST: Sachsen-Anhalt

7 Speicheranlagen für Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas

Ergänzend zu den Untertage-Gasspeichern Der Erdölbevorratungsverband (EBV), Körper- sind in Anlage 14 und Tabelle 26 die geografi- schaft des öffentlichen Rechts und nationale In- sche Lage und die Kenndaten der elf Speicher- stitution zur Krisenbevorratung, verfügte nach anlagen für Rohöl, Mineralölprodukte und Flüs- seinem Bericht für das Geschäftsjahr siggas dargestellt. 2019/2020 (EBV 2020) über einen Vorrat von 23,3 Mio. t Rohöläquivalent, womit eine Über- Deutschland ist zu rund 98 Prozent ein Import- deckung der Bevorratungspflicht von 3,6 Pro- land für Rohöl (s. Kap. 4). Neben oberirdischen zent gegeben war. Mitglieder des EBV sind alle Tanks dienen Salzkavernenspeicher zur Kri- in der Europäischen Union, der Schweizeri- senbevorratung für Motorbenzine, Mitteldestil- schen Eidgenossenschaft oder im Königreich late, Schweröle und Rohöl nach dem Erdölbe- Norwegen ansässigen Unternehmen, die Rohöl vorratungsgesetz, zuletzt zum 1.1.2020 geän- oder Rohölprodukte von mindestens 25 Tonnen dert, sowie zum Ausgleich von Produktions- im Jahr nach Deutschland einführen bzw. in schwankungen für verarbeitende Betriebe. Deutschland herstellen. Nach dem Erdölbevorratungsgesetz sind Vor- räte in Höhe der Nettoeinfuhren eines Zeitrau- mes von 90 Tagen vorzuhalten.

Tab. 25: Kavernenspeicher für Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas.

Bundes- Anzahl der Speicher Gesellschaft Speichertyp Teufe Füllung Zustand land Einzelspeicher

Bernburg- ST K+S Minerals and Agriculture Salzlager- 510-680 2 Propan in Betrieb Gnetsch GmbH Kavernen

Blexen NI Untertage-Speicher-Gesell- Salzstock- 640-1430 4 Rohöl in Betrieb schaft mbH (USG) Kavernen 3 Benzin in Betrieb 1 Heizöl in Betrieb

Bremen- HB Nord-West Kavernen GmbH Salzstock- 600-900 5 Leichtes in Betrieb Lesum für Erdölbevorratungsverband Kavernen Heizöl

Epe NW Salzgewinnungsgesellschaft Salz- 1000-1400 5 Rohöl, in Betrieb Westfalen mbH & Co. KG Kavernen Mineralöl- produkte

Etzel NI STORAG Etzel GmbH Salzstock- 800-1600 24 Rohöl, in Betrieb Kavernen Mineralöl- produkte

Heide SH Nord-West Kavernen GmbH Salzstock- 600-1000 9 Rohöl, in Betrieb für Erdölbevorratungsverband Kavernen Mineralöl- produkte

Heide 101 SH Raffinerie Heide GmbH Salzstock- 660-760 1 Butan in Betrieb Kaverne

Ohrensen NI DOW Deutschland Anlagen- Salzstock- 800-1100 1 Ethylen in Betrieb. gesellschaft mbH Kavernen 1 Propylen in Betrieb

1 EDC außer Btr.

Sottorf NI Nord-West Kavernen GmbH Salzstock- 600-1200 9 Rohöl, in Betrieb für Erdölbevorratungsverband Kavernen Mineralöl- produkte

Teutschenthal ST DOW Olefinverbund GmbH Salzlager- 700-800 3 Ethylen in Betrieb Kavernen Propylen

Wilhelmshaven- NI Nord-West Kavernen GmbH Salzstock- 1200-2000 33 Rohöl, in Betrieb Rüstringen für Erdölbevorratungsverband Kavernen Mineralöl- produkte

Summe 101 (in Betrieb)

Quelle: Betreiberfirmen, Stand 31.12.2020 Bundeslandkürzel: HB: Bremen, NI: Niedersachsen, NW: Nordrhein-Westfalen, SH: Schleswig-Holstein, ST: Sachsen-Anhalt

8 Literatur und nützliche Links

ARBEITSGEMEINSCHAFT ENERGIEBILANZEN (AGEB) (2021): Energieverbrauch in

Deutschland im Jahr 2020. - Berlin/Bergheim. www.ag- energiebilanzen.de

BUNDESVERBAND ERDGAS, ERDÖL UND GEOENERGIE E.V. (BVEG) (2021): Statisti- scher Bericht 2020, Hannover. www.bveg.de

ERDÖLBEVORRATUNGSVERBAND (EBV) (2020): Bericht über das Geschäftsjahr 2019/2020; Hamburg. www.ebv-oil.org

LANGER, A. & SCHÜTTE, H. (2002): Geologie norddeutscher Salinare. - Akademie d. Geowissensch., Heft 20, S. 63-69; Hanno- ver.

PORTH, H., BANDLOWA, T., GUERBER, B., KOSINOWSKI, M. & SEDLACEK, R. (1997): Erdgas, Reserven–Exploration–Produk- tion (Glossar). - Geol. Jb., Reihe D, Heft 109; Hannover.

WALLBRECHT, J. et al. (2006): Glossar der wesentlichen technischen Begriffe zur Unter- tage-Gasspeicherung. - Arbeitskreis K- UGS; Hannover.

Kohlenwasserstoff-Vorkommen in Deutschland Rhät, Jura, Kreide und Tertiär

6° 8° 10° 12° 14°

D Ä N E K M A R E E Westholstein- S Flensburg Block T S E O E Schwedeneck-See S Schwedeneck D Kiel

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Preetz T Schlesen O g - r e N u l n l i

e b e Warnau Barsfleth s e Ostholstein- d w t Plön Ost Mittelplate/ i d n c s Dieksand g e l o e S 54° r H o Rostock 54° T R Block Boostedth Plön t in s te N O ls O o Lübeck h t R s D e W BramstedtD - e E N d a U J T S Hamburg Stettin Allermöhe C E Etzel Reitbrook-W. R.-Alt Hohenhorn Sinstorf -N. H Trog von Etzel Curslack Pötrau P Sottorf E N o Meckelfeld E Emden Varel m Neuengamme p -B e S L Jader- c S ra Elsfleth k c n j Volkensen h d berger s w e c e n h l b Trog e B le u rg E Bremen S c E h Elbe O o l C D l e Ems Börger/ K Sögel Werlte Molbergen-W. N Ostenwalde Liner Molbergen E Oder

Lahn Garen Matrum Ostbrandenburg P Hemmelte-W. Ahrensheide A Löningen Aldorf-SW. Bockstedt Bosse N Vestrup Hagen Oythe Eystrup Lüben-W. Annaveen Hebelermeer Holte Harme Welpe Düste Eilte Lüben Schwelle Mensl.-Westr. Farwick Gr. Lessen Hademstorf Hankensbüttel E.-West Emlichheim Meppen Schledehausen Aldorf Wittingen S. Ortland Bollermoor Sulingen-Valendis S Thören Aller Ha L Varloh Menslage W te Örrel- SO. v E.-Süd Ringe Bramberge Siedenburg Eldingen e Rühle e im Suderbruch Süd ~~ Diepholz Dic h b Knesebeck l Scheerhorn Adorf ~ ~ ke r Barenburg ke Wietze Wesendorf-Nord

~ ~ Quakenbrück l bl Lingen eck W Esperke

~ ~ Barver Fuhrberg- Hohne Vorhop Berlin ~ e

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Georgsdorf ~ ~ N Nienhagen

Hohenkörben ~ ~ e Eicklingen W.-Süd o i Ehra e

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~ ~ s i s c h e s T e k t o g e Hannover Berkhöpen Rietze Leiferde e A F

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L A Ne Dortmund - U iss

Leine e d S l I T Z e Halle E f R s T H Ü Elbe B L Ruhr Kassel h R O C c I K i N G Leipzig E E E R G B Dresden R E I C B K E N Erdölvorkommen Köln E Freiberg G Erfurt Gera R Erdgas-/Erdölgasvorkommen E Werra F TH E Ü Lagerstätte erschöpft bzw. aufgelassen B I R IN H G E E C R Salzstock S W S L A aa S Wester- LD le E 2000 Tiefenlinie Tertiärbasis in m u. NN (Alpenvorland) G H wald C I S I Lahn Auf-, Überschiebung E I N H E ERZGEBIRGE N R Abschiebung

Eger Tertiärbedeckung (Süddeutschland) L Wiesbaden U Praha ~~~~~~ Ausbiss Grenze Wealden/Malm übertage 50° X Frankfurt ~~ 50° t (NW- Deutschland) r E M a a in Ausbiss Dogger unter Jüngerem (Norddeutschland) M el Wolfskehlen Darmstadt s os Mainzer s M Darmstadt SW B BeckenSchwarzbach e Stockstadt p Gefaltete Molasse Eich/Königsgarten Pfungstadt Main U Stockstadt Eich S Würzburg Helvetikum R Osthofen Wattenheim Hofheim G Worms Frankenthal Flysch

Eppstein Nürnberg Kristallines Grundgebirge undMoldau varistisch gefaltetes Gebirge t Deidesheim rd Saarbücken a Römerberg a Dudenhofen Explorationsbohrung 2020

Rot H Regen Offenbach Huttenheim 0 100km Landau Forst- Graben Rülzheim Weiher r Winden Hayna Spöck Buchenau Kraichgau Rheinzabern e Minfeld Neureut Leopoldshafen h Senke Altmühl Maximiliansau Weingarten c F Knielingen s i P

l d k a f TSCHECHISCHE Saar a e n r BAYER.h WALD R f N ä l - h r u Z o REPUBLIK c Ries F J n e E B r ru a Stuttgart u A B B - n r h nau a e Rhein A c Do La u n s nd r i s Isar e Passau e h r N R b u b t- ä N B a eu Z w e G D ö Offenburg h 0 tt c K Neckar c RAG Ampfing 1 in k L g S e e Ulm r n A H Velden Teising o Don 500 c au R N N Haimhausen Dorfen h W Hebertshausen Weitermühle- Ampfing Inn E I -Ost Steink. Ampfing Aitingen S Z 1000 Isen Mühldorf-Süd Schwabmünchen Schnaupping IsenÖdgassen Waldkreib. M.-Süd EE E Aitingen München Hohenlinden Gendorf R Hohenlinden Haag Anzing Bierwang G Arlesried Alba.- Schicking 2b 1500 2000 Alba.-Rechtm. H A Kirchdorf Rechtmehring Freiburg Kirchdorf Lauben Arlesried Moosach 48° 48° O Boos D Wolfersberg Lauberhart N Moosach Schnaitsee Trostberg W Niederrieden 2000 I R Mönchsrot A Assing V Heimertingen L Hofolding Aßling Pierling Wald Pfullendorf Mönchsrot Irlach Bromberg H Hoßkirch Oberschwarzach R Mattenhofen Schmidhausen 2500 Höhenrain Al- Breit- Traunreut R Hauerz Iller O Pfullendorf- Fronhofen- 3000 Darching mertsham brun-Egstätt C C Ostrach Ost V Kinsau 3500 Inzenham-W. Inzenham- Wurzach Zaißberg H Illmensee Gaisbeuren N 4000 E S Fronhofen- E Salzburg Illmensee Lech s e e n P l a s c k C B L M o e H Markdorf l p i n e Tegernsee D A s u b a i n e n I O e l p e t a t r E a l e f r a n d d R Basel e d G r R ns o E En N S T Anlage 1 C H W E I Ö S Z Salzach Aare

8° 10° 12° 14°

Hannover - L3.6 Gez.: B. Herrmann Anl_01 Jura-Kreide_2020.FH11 Stand: 31.12.2020 Kohlenwasserstoff-Vorkommen in Deutschland Paläozoikum und Buntsandstein

6° 8° 10° 12° 14°

D Ä N E K M A R E E

Flensburg 4 S 0 0 0 T 4000 S 2000 E O E 4000 4000 4000 S Barth 11 6000 D Wustrow 8000 R Barth Stralsund M Richtenberg O Kiel Grimmen E Ri.-SW Reinkenhagen N C -SW K Papenhagen L 6000 E Mesekenhagen/ N Kirchdorf Krummin Rostock B K Lütow 54° 54° U W Bansin R - P Heringsdorf G R N - V O O Lübeck O V I R R N Z P O

D M 6000 M D E E R N N U 4000 T Leybucht S Borkum- Hamburg Stettin Juist Greetsiel Emshörn Engerhafe C E Manslagt Uttum Groothusen H Wybelsum Großes Meer Uphuser Meer N E E Emden - Grenzbereich B S S r L c a h n urg w d nb -Ta e te a Ostervesede e n Leer Ro k l b e Einloh le u n rg E Bremen S

Wardenburg ö Soltau/ B Hengstlage/ h 4000 l Friedrichs. Kirchhatten i O Völkersen n Munsterlager/ Elbe

Sage/ Ortholz Weissen- g Alvern E Kirch- e 4000 moor Dethlingen Ebstorf-Nord D Sagermeer Neerstedt seelte n Ems Barrien Wittorf Ba.NW Ebstorf Wustrow C Bethermoor Brettorf Syke

Ahl- Brinkholz Imbrock Böddenstedt H Volzendorf Cloppenb. horn Dötli. Winkelsett Klosterseelte Hamwiede N Rütenbrock e G Niendorf II Lemgow m o Varnhorn Becklingen Horstberg K ld Neubruchhausen Drei- Bahnsen Oder m e Rechterfeld Walsrode/ Wardböhmen Riebau n lingen Salzwedel- Ostbrandenburg P V Dageförde e s a Idsingen Sanne Apeldorn lt te Quaadmoor/Wöstend. Peckensen h e d Bleckmar Salzwedel E r / t A Fehndorf e K Cappeln / Varenesch Altensalzwedel n ne V Wietingsmoor Staffhorst-Nord Annaveen h is Böstlingen Schwelle Emlichheim- eim b / e Düste Barenb./ Staffhorst Zethlingen N Nord k Buchh. Aller Ha

L Mellin- v Emslage e 4000 Süd Winkelstedt Emlichheim Heidberg l

Rehden Siedenburg Hesterb. Adorf W Mellin Kietz

Ratzel Kalle Deblingh. Berlin Esche 4000 Voigtei e

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Burgmoor/ e r Wenze Uelsen Adorf Z15 Uchte Schneeren

Düste Z10 l K E Itterbeck- Frenswegen 4000 l AR Halle LTM e A F Fürstenwalde

Hannover L Bentheim 2000 w E Pillgram D C Spree h H TI Ochtrup c NGE E N-R S O P R O V I N Z - S - I Oker W Mittweide- Alfeld-Elze k S K Märkisch- Trebatsch

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2000 UE 2000 a R N S Dornswalde Steinsdorf Breslack NO 52° I 52° 2000 m C Schenkendöbern-Ost Guben H II t O R Gr. Fallstein L hein L B Tauer NO Atterwasch Kl. E R A Lübben Schlagsdorf AlFallstein N Z Drewitz D E A U S I T Staßfurt N B U R G - L Lakoma

Burg Cottbus 2000 Drebkau- Komptendorf

HARZ Branitz Raden 2000 Döbern L A Ne Dortmund - U iss

Leine e d S l I T Z e Halle E f R s T Bad Lauchstädt H Ü Elbe B L Ruhr Kassel h R O C c Holzthaleben I K i Volkenroda N Holzsußra G Leipzig E Mehrstedt Rockensußra E E Mühlhausen Allmenhausen R Kirchheilingen G Kirchh. ZS. Langensalza- B Dresden R Nord E I C Erdgasvorkommen B K Fahner E N Köln E Behringen Höhe Freiberg G Erdölvorkommen Krahnberg Erfurt Gera R E Werra Lagerstätte erschöpft bzw. aufgelassen F TH E Ü B I R IN Salzstock H G E E C R S W S 2000 Tiefenlinie Zechsteinbasis in m unter NN L A aa S L le E D G H Auf-, Überschiebung C I S I Lahn E I N Abschiebung H E ERZGEBIRGE N R Plattform im Zechstein 2 Eger L Wiesbaden Plattformhang im Zechstein 2 U Praha

50° X Frankfurt Stinkschiefer- (Becken-) Fazies im Zechstein 2 50°

E M ain Verbreitungsgrenze Rotliegend-Salinar M osel M B Heutige Verbreitungsgrenze sedimentäres Main U Rotliegend (Norddeutsches Becken) Würzburg R Südliche Verbreitungsgrenze Oberkarbon G Rotliegend anstehend

Nürnberg Kristallines Grundgebirge undMoldau varistisch gefaltetes Gebirge Römerberg Saarbücken Explorationsbohrung 2020 Regen 0 100km Schwegenheim 1

Altmühl F

P f Saar TSCHECHISCHE BAYER.a h WALD R N l - Z o n REPUBLIK E e Stuttgart A B nau Rhein A Do Isar Passau N R

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8° 10° 12° 14°

Hannover - L3.6 Gez.: B. Herrmann Anl_02 Buntsandstein_2020.FH11 Stand: 31.12.2020 Anlage 3

6° 8° 10° 12° 14°

Quartär Förder- teufen E E E Jura E S S T D Flensburg Trias R S O O N Mittelplate Dieksand Zechstein Ca2 2250 bis N 2300m Quartär- I Rotliegend E G Tertiär T O S Kreide R L G T O 54° O 54° Dogger N H R I T Büsumer Salzstock E T Rostock T S Lübeck Lias O LS Trias O J TH AD ES Förder- E- W Tertiär teufen Hamburg Oberkreide Emden HAMBURGER JURATROG Unterkreide Quartär+Tertiär Förder- Jura teufen Dogger 1300bis Elbe 1500m N O (>3000m) R D Trias D E U

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S a er T v e Ca2 2300 bis l 2450m Aller Rotliegend R B E E C K Berlin DERSÄCHS N E IE ISC Hannover R Spree N HES B N ECKEN O Tertiär H W F e I s e G r 52° Tertiär A 52° ntheimer Sand Ems L U S I Be stein Leine T Z Förder- Förder- teufen Kreide Förderteufen 500 bis 900m Tertiär teufen 300-800m Dogger Oberkreide Nei ss 500 bis Lias e Elbe

n >2000m

i 1000 bis ndste 1100m Unterkreide r Sa Rhät ime thRue Zechstein en hr Leipzig B Kassel T H R Ü h B e E R i I n C N K G E E N R Ölreserven > 5 Mio. t Muschelkalk Förder- teufen Buntsandstein Saa le Ölreserven > 1,0 Mio. t Werra Ca2 950 bis ahn Zechstein 1150m L Ölreserven < 1,0 Mio. t

Frankfurt Eger Ölfeld nicht mehr in Förderung Praha 50° 50°

Mosel Prospektive Würzburg

N Main Gebiete E

B Produktiver Saar Moldau

A Quartiär Horizont

R Tertiär Gaskappe 0 100km G Förderteufen Altmühl - 1400 bis 4400m N Jura I Kreide E Stuttgart H au on Rhein D R Isar R N D Neckar L A E R O Don B V au N Inn E O P Tertiär L München 48° Förderteufen A 48° (Oberrheingraben) Iller 300 bis>2500m Mesozoikum Salzburg bis 3000m Lech

Basel ns En

Salzach Aare 8° 10° 12° 14°

Hannover - L3.6 - anl_03 Gebiete und Erdölstrukturen_2020.fh11 Stand: 01.01.2021

Prospektive Gebiete, Erdölfelder und charakteristische Erdölstrukturen. Anlage 4

6° 8° 10° 12° 14°

Quartär Förder- E E Jura teufen S Flensburg T E S Trias E O S D Zechstein 2250m R Ca2 bis N O Rotliegend 2300m

54° Rostock 54° Lübeck

N Tertiär Förder- teufen O Kreide Hamburg R Jura D D Trias Emden E Zechstein 3170 bis U Rotliegend 3500m W T Oberkarbon e S se C Elbe r H Ems E S B E C K E N Oder H Aller a v

e l Berlin Hannover Spree Muschelkalk Förder- teufen Buntsandstein 350m

52° Leine Zechstein 1300 bis 52° Rhein Förderteufen Quartär-Tertiär Ca2 1500m Oberkreide Rotliegend

800 bis 1500m Unterkreide

Jura Quartär+Tertiär Förder- Nei ss Jura teufen e Elbe 1500 bis 2800m T Buntsandstein H Leipzig Ü 2000 bis 3500m R Trias I N N 2500 bis 5000m Zechstein Kassel G E K E Rotliegend R B E C bis >5000m Oberkarbon Zechstein Ca2 2300 bis Rotliegend 2300m

Jung- Tertiär Förder- Förderteufen Muschelkalk Saa teufen 350 bis>950m le Werra 400m Buntsandstein Alt- hn La Tertiär Ca2 950 bis 1150m Förderteufen Zechstein bis 4000m Frankfurt Eger Praha 50° Mesozoikum 50°

el os M ain Förderteufen M Quartär Würzburg + 700 bis Jungtertiär 2500m Molasse Saar Moldau Molasse - (Jung- Alttertiär N + 1500 bis I Alttertiär) 4500m Regen E N Altmühl H E Kreide Förderteufen Malm R B R A Dogger Jura E 1800 bis R >2000mSuttgart Lias B au G Trias on O D Isar

Neckar Erdgasförderung >0,5 Mrd. m³/a - B E C K E N E Do S S nau Erdgasförderung <0,5 Mrd. m³/a L A Inn M O München Feld nicht mehr 48° in Förderung 48° Iller

Prospektive Salzburg Gebiete Lech Produktiver Basel ns Horizont En Salzach 0Aare 100km 8° 10° 12° 14°

Hannover - L3.6 - anl_04 Gebiete und Erdgasstrukturen_2020.fh11 Stand: 31.12.2020

Prospektive Gebiete, Erdgasfelder und charakteristische Erdgasstrukturen. Anlage 5

Anzahl

150 Erdölfelder

ehemalige DDR

100 Bundesrepublik

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2009 Neuordnung der Erdölfelder

Mio. t

9 Erdölförderung

8 + Kondensat

7 ehemalige DDR Bundesrepublik 6

1,90 Mio. t 3

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020

Erdölförderung und Anzahl der produzierenden Felder 1945 bis 2020.

Hannover - L3.6 Stand: 31.12.2020 Anl_05 Erdölfelder+Förderung_2020.FH11 Anlage 6

Anzahl 150 Erdgasfelder

100 73

ehemalige DDR Bundesrepublik

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 1999 Neuordnung der Erdgasfelder

3 Mrd. m (Vn)

Erdgasförderung (Rohgas)

3 ehemalige DDR 5,64 Mrd. m (Vn) Bundesrepublik

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020

Erdgasförderung und Anzahl der produzierenden Felder 1945 bis 2020.

Hannover - L3.6 Stand: 31.12.2020 Anl_06 Erdgasfelder+Förderung_2020.FH11 Oder/Neißenördlich der- Elbe Elbe Elbe - Weser Weser - Ems westlich derOberrheintal Ems Alpenvorland

Erdöllagerstätten in Deutschland

Stratigraphie Wehrbleck / Wehrbleck-Ost / Wehrbleck Voigtei Adorf Emlichheim Georgsdorf Meppen-Schwefingen Ringe Rühle Scheerhorn Eich-Königsgarten Landau Römerberg Aitingen Hebertshausen Schwabmünchen Mittelplate/Dieksand Reitbrook - Alt Kietz (Kirchdorf) Mesekenhagen Lütow Eddesse -Nord /Abbensen Eldingen Hankensbüttel Höver (Lehrte) Knesebeck (-Vorhhop) Lüben Nienhagen Ölheim-Süd Rühme Vorhop Barenburg Bockstedt Bramberge Aldorf / Düste Groß Lessen Hemmelte-West Garen Liener/ Löningen Matrum Siedenburg Bollermoor / Welpe Schwarzbach Lauben Reitbrook-West /AllermöheReitbrook-West Lüben-West/ Bodenteich Sinstorf Suderbruch Werlte Börger / Düste/ Wietingsmoor Hagen Harme Pliozän Miozän Chatt Rupel Oligozän Lattorf Tertiär Eozän Paläozän Oberkreide Maastricht Apt/Hauterive Unterkreide Valendis

Kreide Wealden Obermalm 6 Obermalm 5-3 Obermalm 2 Malm Obermalm 1 Kimmeridge Oxford Zeta Epsilon Jura Dogger Delta Gamma Beta Posidoniensch. Lias Alpha Rhät Keuper Mittlerer Keuper Muschelkalk Trias Buntsandstein Zechstein Rotliegend Perm Anlage 7 Hannover - L3.6 - Stand: 31.12.2020 Anl_07 Stratigraphie Erdoel in Deutschland_2020.FH11 Erdöl

Stratigraphische Tabelle der produzierenden Erdöllagerstätten in Deutschland. Anlage 8

Nordsee Elbe-Weser Weser- Ems

Erdgaslagerstätten in Deutschland / Vahren / Uchte neheim hneeren / Sage / Sagermeer / Sage / Buchhorst

Stratigraphie Alfeld-ElzeWald / Hildesheimer Böstlingen Wustrow / Lüchow Thönse (Rhät) / Idsingen Walsrode Bahrenborstel/Burgmoor/Uchte Düste Greetsiel / Leybucht Hengstlage Hengstlage Klosterseelte Nordsee A6 / B4 A6 Nordsee Becklingen Dethlingen Hamwiede / Sc Husum Imbrock Rotenburg / Taaken SalzwedelWenze / Sanne Söhlingen / Friedrichseck Soltau Thönse (Jura) / Völkersen-Nord Völkersen / Bleckmar Wardböhmen Weissenmoor Apeldorn Bahrenborstel Barenburg Barrien / Neerstedt Brinkholz Cappeln Deblinghausen Dötlingen Goldenstedt / Oythe Goldenstedt / Visbek Goldenstedt Großes Meer Hemmelte / K Hemmelte Pliozän Miozän (Aquitan) Tertiär Oligozän Eozän Paläozän Oberkreide Kreide Unterkreide Malm Jura Dogger Lias Keuper Trias Muschelkalk Buntsandstein Zechstein Perm Rotliegend

Karbon Oberkarbon Unterkarbon

Weser-Ems westlich der Ems Thüringer Becken Alpenvorl.

Erdgaslagerstätten in Deutschland t / Hesterberg / Staffhorst

Stratigraphie Kneheim Neubruchhausen Varnhorn Adorf Ratzel Assing Leer Rehden Siedenburg Siedenburg-Wes / Päpsen Staffhorst-Nord Uphuser Meer Uttum Varnhorn /Quaadmoor/Wöstendöllen/Rechterfeld Wietingsmoor Bentheim Emlichheim Fehndorf Frenswegen / Getelo Itterbeck-Halle Kalle Ringe Rütenbrock Wielen Fahner Höhe Kirchheilingen Langensalza-Nord Mühlhausen Inzenham-West Pliozän Miozän (Aquitan) Tertiär Oligozän Eozän Paläozän Oberkreide Kreide Unterkreide Malm Jura Dogger Lias Keuper Trias Muschelkalk Buntsandstein Zechstein Perm Rotliegend

Karbon Oberkarbon Unterkarbon

Hannover - L3.6 - Stand: 31.12.2020 Anl_08 Stratigraphie Erdgas in Deutschland_2020.FH11 Erdgas Erdgas mit hohem Kondensatanteil

Stratigraphische Tabelle der produzierenden Erdgaslagerstätten in Deutschland. Anlage 9

6° 8° 10° 12° 14° Ober- kreide E E S Flensburg T S Malm 1092 O 1 G N E O I E TR E N T S EI S T L D S G OL O 54° R TH O Dogger 54° O ES H R N W T T - S Lübeck Rostock E O D A J

Hamburg

Emden HAMBURGER JURATROG

N Elbe O R D D E U 16176

T S G C O Zechstein

H Oder E R

599 S Ha T v e l 11 28 Aller R B E E C K Berlin Ä N DERS CHSIS E E C Hannover R Spree NI HES N BECKEN O H Dogger W F e I s e G r 52° Malm L A U S I 52° Leine T Z Unterkreide Ems

Nei ss 7371 e Ruhr Elbe

Perm Leipzig Karbon Kassel T H R Ü h B e E R i I n C N K G E E N R Ölreserven > 5 Mio. t

Saa Tertiär le Werra Ölreserven > 0,5 Mio. t

ahn L Ölreserven < 0,5 Mio. t Feld nicht mehr in Förderung Trias Frankfurt Eger Praha 50° 166 Prospektive Gebiete 50° 3641 KTB Mosel

N Main Förderung 2020 E Würzburg Erdöl

B Vorräte (in 1000 t) Saar Moldau

A 01.01.2021

R Tertiär 0 100km

G Altmühl - 39 210 N I E Stuttgart H au on Rhein D R Isar R N D Neckar L A E R O Don B V au N Inn E O P L München 48° A 48° Iller

Salzburg

Lech

Basel ns En

Salzach Aare 8° 10° 12° 14°

Hannover - L3.6 - Anl_09 Erdölförderung und Vorräte Gebiete nach Formationen_2020.FH11 Stand: 01.01.2021

Erdölförderung und -vorräte in den Gebieten nach Formationen aufgeteilt. 1. Nordsee 3. Gebiet Oder/NeißeElbe 5. Oberrheintal 2. Gebiet nördlich der Elbe 4. Gebiete ElbeWeser, WeserEms und westlich der Ems 6. Alpenvorland Anlage 10

6° 8° 10° 12° 14°

E E S Flensburg Jura T 8 S O E E N S O 54° D R Rostock 54° R D Lübeck O D N E U Hamburg T S C H Emden E S W B e E se Elbe C r K E 5610 Ems N

Oder

H Aller a v

e l Berlin Jura Hannover Spree

Trias 52° Leine 52° Rhein Oberkarbon Trias 14 Trias Zechstein 34 Nei ss e Elbe T H Leipzig Ü Zechstein R Kassel I N E N G E R B E C K Rotliegend

S aa l Werra e Erdgasförderung >0,5 Mrd. m³/a Lahn 43064 Erdgasförderung <0,5 Mrd. m³/a Frankfurt Eger Feld nicht mehr in FörderungPraha 50° 50°

el Prospektive Gebiete os M Main Würzburg Förderung 2020 Erdgas

Saar (in Mio.Moldau m3(V )) Tertiär Vorräte n - 01.01.2021 - Rohgas - N 5 94 I Regen 0 100km E N Altmühl H E R B R A E R Suttgart B au G on O D Isar

Neckar - B E C K E N E Do S S nau L A Inn M O München

48° 48° Iller

Salzburg

Lech

Basel ns En

Salzach Aare 8° 10° 12° 14°

Hannover - L3.6 - Anl_10 Erdgasförderung und Vorräte Gebiete nach Formationen_2020.fh11 Stand: 01.01.2021

Erdgasförderung und -vorräte in den Gebieten nach Formationen aufgeteilt. 1. Nordsee 3. Thüringer Becken 2. Gebiete ElbeWeser, WeserEms und westlich der Ems 4. Alpenvorland Anlage 11

Entwicklung der Erdöl- und Erdgasreserven in Deutschland (Stand jeweils am 1. Januar)

Mio. t 120 Erdöl

wahrscheinliche Reserven

100 sichere Reserven

27,40 Mio. t

0 49 52 56 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 47 1950 54 58 21

Mrd. m3(Vn) 400 Erdgas (Rohgas) wahrscheinliche Reserven sichere Reserven

300

43,20 Mrd. m³(Vn)

200

100

0 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 21

Hannover - L2.2 Anl_11 Erdöl-Erdgasreserven_2020.FH11 Hannover - L3.6

Verhältnis Reserven/Produktion

18 (in Jahren)

Erdöl 10 Erdgas

Anl_12 Erdöl-Erdgasreichweiten_2020.FH11 8 Verhältnis Reserven/Produktion Verhältnis

1991 1995 2000 2005 2010 2015 2020 Anlage 12

Anlage 13

(100 %) (100

n ) (V m Mrd. 297 1 rd. 3 ) n (V (14,5 %) (3,3 %) 3 ) ) n n (V (V 3 3 Mrd. m Mrd. (82,2 %) Reserven Mrd. m Mrd. Mrd. m Mrd. 1065 bereits gewonnen bereits 43 rd. rd. 189 zurzeit nicht gewinnbar rd. rd. rd. rd. sichere und wahrscheinliche sichere

Rohgas (natürlicher Brennwert) ursprünglicher Erdgasinhalt in den Lagerstätten den in Erdgasinhalt ursprünglicher

(100 %) (100

Mio. t Mio. 793 rd. ) % 5 , 3 ( t . o i M r 8 a 2 b n . n e t d t n r n i . . n ) ) o w n o i o i e e % % v M w g M r 3 2 e t , , e 1 4 g h 7 9 s 1 5 c 5 3 e s i 3 ( ( 4 t i n R Erdöl und Erdgas und Erdgas Erdöl in Deutschland . . e . t d Kumulative Produktion & Reserven Kumulative Produktion d r i r r h e e c z b s r r u h z a w d n u e r e h c

s ursprünglicher Erdölinhalt in den Lagerstätten den in Erdölinhalt ursprünglicher

Hannover - L3.6 - Gez.: B. Herrmann Anl_13 Fass+Flamme_2020.FH11 Stand: 01.01.2021 Anlage 14

E E S E FLENSBURG T E S S O D R O Kiel-Rönne N 9 Heide 99 1 Heide 101 ROSTOCK 0 100km LÜBECK

Wilhelmshaven- Rüstringen 390 Blexen 1912 33 HAMBURG Krummhörn 1170 8 Ohrensen 154 895 2 Kraak 9 24 (2020) 257 Sottorf Etzel 21Bremen- Jemgum Huntorf Lesum Harsefeld 110 Elbe 366 Nüttermoor 308 5 152 760 1311 (k. A.) BREMEN

Oder Ha v Peckensen e

l 3900 Aller 367 Rehden BERLIN Uelsen Rüdersdorf 860 HANNOVER 190 Berlin 378 100 Spree 300 Empelde 94 W 186 e s 388 e 296 (50) r 178 Ems Leine Epe 645 1916 Bernburg 5 Staßfurt Katharina (267) 898 2 Bernburg- 347 Gnetsch Nei ss 172 Teutschenthal e Xanten Elbe Ruhr 3 440 Bad LEIPZIG KASSEL 62 Lauchstädt (73) 720 Allmen- DRESDEN R hausen h e i n

Reckrod 110 Saa le Werra ahn L

FRANKFURT

Mosel Stockstadt WÜRZBURG 135 Main 80 Eschenfelden Frankenthal Hähnlein Saar 90 72 34 NÜRNBERG Regen Sandhausen

Altmühl

STUTTGART nau Do Rhein o na D Isar u

Neckar

Inn MÜNCHEN Bierwang 365 1000 Wolfersberg 154 992 FREIBURG Fronhofen- Iller Illmensee Schmidhausen 10 Inzenham Breitbrunn/ 425 Eggstätt Lech

ns En

Salzach Aare Erdgas Rohöl, Mineralölprodukte, Flüssiggas Porenspeicher Kavernenspeicher Kavernenspeicher in Betrieb mit max. Arbeitsgas- in Betrieb 3 in Betrieb 534 kapazität nach Endausbau [Mio. m (Vn)] in Planung oder Bau mit voraussichtlicher 2 Anzahl der Einzelspeicher 3 in Planung oder Bau (30) max. Arbeitsgaskapazität [Mio. m (Vn)]

Hannover - L3.6 - Anl_14 Untertagespeicher_2020.fh11 Stand: 31.12.2020

Übersichtskarte der Untertagespeicher für Erdgas, Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas. Entwicklung des Arbeitsgasvolumens in Untertage-Erdgasspeichern in Deutschland

3 Mrd. m (Vn)

Arbeitsgasvolumen 6

0 1955 60 65 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Quellen: Betreiberfirmen, Jahrbücher der Europäischen Ehemalige Öl / Gas-Lagerstätten Rohstoff- und Energiewirtschaft (VGE Verlag GmbH) Aquifer Anlage 15 Kavernen Betrieb Planung

- L3.6 - Hannover Anl_15 Arbeitsgaskapazität_2020.FH11 Stand: 31.12.20