Erdöl Und Erdgas in Der Bundesrepublik Deutschland 2016

LANDESAMT FÜR BERGBAU, ENERGIE UND GEOLOGIE

Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2016

Niedersachsen

Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie

Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2016

Hannover 2017

Titelbild

Wintershall fördert in Emlichheim seit über 70 Jahren auf konstantem Niveau Erdöl - auch dank der dort eingesetzten und weiterentwickelten Dampffluttechnik. Heißer Wasserdampf wird in die Lagerstätte gepresst, das zähe Öl erwärmt sich, wird dünnflüssiger und lässt sich leichter för- dern.

Der heiße Dampf wird über Leitungen von der Dampfflutanlage zu den Injektionsbohrungen im Feld geleitet. Charakteristisch sind die Dehnungsbögen, die überall im Feld zu finden sind. Sie sind notwendig, damit sich die durch die heißen Inhalte erhitzten Leitungen kontrolliert in der Länge ausdehnen können. Parallel zu den Dampfleitungen verlaufen auf den Trassen auch Leitungen für Nassöl und Wasser.

Eine Bohrkampagne 2016/2017 mit zwölf neuen Bohrungen soll die Produktion im westlichen Teil des bestehenden Erdölfeldes ausbauen. Die neuen Bohrungen erschließen die Erdöllager- stätte im Bentheim-Sandstein in einer Tiefe von 700 bis 900 Metern. Acht Bohrungen dienen später der Förderung von Erdöl, vier Bohrungen werden genutzt, um heißen Dampf in die La- gerstätte zu injizieren.

Foto: Wintershall, Fotograf: Christian Burkert Text: https://www.wintershall.de/projekte/bohrkampagne-emlichheim.html https://www.wintershall.de/expertise.html

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

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Inhalt

Verzeichnis der Tabellen ...... 4

Verzeichnis der Abbildungen und Anlagen ...... 5

Zusammenfassung ...... 6

Summary ...... 7

1 Bohraktivität ...... 8 1.1 Explorationsbohrungen ...... 8 1.2 Übersicht der Erdöl- und Erdgasbohrungen ...... 14 1.3 Bohrmeterleistung ...... 16 1.4 Klassifikation der Erdöl- und Erdgasbohrungen ...... 18

2 Geophysik ...... 20

3 Konzessionswesen ...... 22

4 Erdöl- und Erdgasproduktion ...... 28 4.1 Erdölförderung ...... 28 4.2 Erdgasförderung ...... 34

5 Erdöl- und Erdgasreserven ...... 38 5.1 Erdölreserven am 1. Januar 2017 ...... 38 5.2 Erdgasreserven am 1. Januar 2017 ...... 39 5.3 Reservendefinitionen...... 41

6 Untertage-Gasspeicherung ...... 43 6.1 Grundzüge der Untertage-Gasspeicherung ...... 43 6.2 Erdgas als Primärenergieträger, Aufkommen und Verbrauch ...... 44 6.3 Lage und Kenndaten der Speicher im Jahr 2016 ...... 45

7 Speicheranlagen für Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas ...... 51

8 Literatur und nützliche Links ...... 53

Anlagen 1-15: Übersichtskarten, Diagramme 4

Tabellen

Tab. 1: Explorationsbohrungen in 2016. Tab. 2: Feldesentwicklungsbohrungen in 2016. Tab. 3: Bohrmeterleistung 2011 bis 2016, aufgeteilt nach Bohrungskategorien. Tab. 4: Bohrmeterleistung 2016 in den Bundesländern und Explorations-/Produktionsge- bieten. Tab. 5: Geophysikalische Messungen 2016. Tab. 6: Veränderungen im Bestand der Erlaubnisse zur Aufsuchung von Kohlenwasserstof- fen in 2016.

Tab. 7: Erlaubnisse zur Aufsuchung von Kohlenwasserstoffen. Stand 31. Dezember 2016. Tab. 8: Erdöl-/Kondensat-, Erdölgas- und Erdgasproduktion (Rohgas) 2016. Tab. 9: Erdöl- und Erdölgasförderung 2012 bis 2016. Tab. 10: Erdölförderung und Erdölgasförderung der Felder 2016. Tab. 11: Verteilung der Erdölförderung 2014 bis 2016 auf die Produktionsgebiete. Tab. 12: Jahresförderungen 2015 und 2016 der förderstärksten Erdölfelder. Tab. 13: Erdgas- und Erdölgasförderung 2012 bis 2016. Tab. 14: Erdgasförderung der Felder 2016 (Rohgas ohne Erdölgas). Tab. 15: Verteilung der Erdgasförderung (Rohgas) 2014 bis 2016 auf die Produktionsge- biete. Tab. 16: Jahresförderungen 2015 und 2016 der förderstärksten Erdgasfelder. Tab. 17: Erdölreserven am 1. Januar 2017 aufgeteilt nach Bundesländern und Gebieten. Tab. 18: Erdgasreserven (Rohgas) am 1. Januar 2017 aufgeteilt nach Bundesländern und Gebieten. Tab. 19: Erdgasreserven (Reingas) am 1. Januar 2017 aufgeteilt nach Bundesländern und Gebieten. Tab. 20: Versorgung des deutschen Erdgasmarktes nach Herkunftsländern (BVEG 2017). Tab. 21: Anteile der Energieträger am Primärenergieverbrauch (AGEB 2017). Tab. 22: Kenndaten der deutschen Erdgasspeicherung (Stand 31. Dezember 2016). Tab. 23: Untertagegasspeicherung nach Bundesländern (Stand 31. Dezember 2016). Tab. 24: Erdgas-Porenspeicher. Tab. 25a: Erdgas-Kavernenspeicher in Betrieb. Tab. 25b: Erdgas-Kavernenspeicher in Planung oder Bau. Tab. 26: Kavernenspeicher für Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas. 5

Abbildungen und Anlagen

Abb. 1: Bohrmeter der Erdöl- und Erdgasbohrungen von 1945 bis 2016. 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 2016. Anl. 6: Erdgasförderung und Anzahl der produzierenden Felder 1945 bis 2016. 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: Reserven-/Verbrauchsquotient. 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 Bohrmeterleistung ist in 2016 gegenüber über die Ergebnisse der Exploration und Pro- dem sehr geringen Vorjahreswert zwar um etwa duktion von Erdöl und Erdgas sowie der Unter- 4400 m auf etwa 37 000 m angestiegen, doch tage-Gasspeicherung in Deutschland im Jahre auch dieser Wert repräsentiert im langjährigen 2016. Grundlage sind Daten der Erdöl- und Erd- Vergleich eine ausgesprochen geringe Bohr- gasgesellschaften und der Bergbehörden der meterleistung. Länder, die vom LBEG regelmäßig erhoben werden. Der Rückgang der Erdgasförderung hat sich weiter fortgesetzt. Aufgrund des natürlichen Die Gesamtfläche der Erlaubnisfelder zur Auf- Förderabfalls der Lagerstätten hat die Jahres- suchung von Kohlenwasserstoffen hat sich ge- fördermenge gegenüber dem Vorjahr um 7,7 genüber 2015 um etwa 12 500 km² auf 74 600 Prozent abgenommen und betrug 8,6 Mrd. m³ km² verkleinert. Neue Erlaubnisfelder wurden in Feldesqualität. nur in Niedersachsen, Bayern, Nordrhein-West- falen und Rheinland-Pfalz vergeben. Erloschen Demgegenüber hat die Erdölförderung nur we- sind Erlaubnisfelder bzw. Teile von Erlaubnis- nig verloren. Verglichen mit dem Vorjahr hat sie feldern vor allem in Nordrhein-Westfalen, Nie- um 2,4 Prozent abgenommen und betrug etwa dersachsen, Mecklenburg-Vorpommern, Bay- 2,4 Mio. t (inkl. Kondensat). ern und Schleswig-Holstein. Die Summe der sicheren und wahrscheinlichen Nachdem die geophysikalischen Aktivitäten zur Erdgasreserven ist wie in den letzten Jahren Erkundung des Untergrundes nach Erdöl und weiter zurückgegangen. Gegenüber dem Vor- Erdgas bereits in 2014 und 2015 deutlich zu- jahr haben die Reserven um 4,3 Mrd. m³ abge- rückgegangen waren, haben sie in 2016 noch- nommen und beliefen sich auf 70,1 Mrd. m³ in mals abgenommen. Es waren die zweitniedrigs- Feldesqualität. Etwa die Hälfte der in 2016 ent- ten Aktivitäten in den mehr als 30 letzten Jah- nommenen Fördermenge konnte also durch zu- ren. sätzliche Reserven ausgeglichen werden.

Die Anzahl der aktiven Explorationsbohrpro- Die Summe der sicheren und wahrscheinlichen jekte ist gegenüber dem Vorjahr von sechs auf Erdölreserven hat gegenüber dem Vorjahr um acht angestiegen. Weitere zehn Explorations- 2,1 Mio. t abgenommen und betrug 31,8 Mio. t. bohrungen hatten ihre Endteufe bereits vor Die in 2016 entnommene Fördermenge konnte 2016 erreicht, aber noch kein Ergebnis erhal- also nur marginal durch zusätzliche Reserven ten. Sieben Explorationsbohrungen wurden in ausgeglichen werden. 2016 mit endgültigem Ergebnis abgeschlossen; davon waren vier ölfündig und drei nicht fündig. Das derzeitig technisch nutzbare Arbeitsgasvo- lumen der Untertage-Erdgasspeicher hat um Die Anzahl der aktiven Feldesentwicklungsboh- 0,1 Mrd. m³ auf 24,2 Mrd. m³ zugenommen. rungen ist gegenüber elf im Vorjahr auf 18 an- Nach gegenwärtigen Planungen soll das Arbeits- gestiegen. Weitere fünf Bohrungen hatten ihre gasvolumen um weitere 3,5 Mrd. m³ ausgebaut Endteufe bereits vor 2016 erreicht, aber noch werden. kein Ergebnis erhalten. Neun Bohrungen wurden in 2016 mit erfolgreichem Ergebnis abgeschlossen; davon waren acht öl- oder gasfündig und eine hatte als „spy hole“ ihr Ziel erreicht.

Summary

This report presents an overview of oil and gas Compared to the very small value of the previ- exploration and production as well as of under- ous year the drilling meterage increased by ground gas storage in Germany in 2016. The 4400 metres to almost 37 000 metres, which is report is based on data gathered on a regular still a particularly low value in the long-term basis by the State Authority for Mining, Energy view. and Geology (LBEG) from the oil and gas com- panies and the other state mining offices. The decline of natural gas production contin- ued. Due to depletion of gas fields, the annual The total area of exploration licenses decreased natural gas production dropped by 7.7 percent by almost 12 500 square kilometres to 74 600 compared to the previous year and amounted to square kilometres compared to 2015. New ex- 8.6 billion cubic metres (field quality). ploration licenses were granted in the states of Lower Saxony, Bavaria, North Rhine-Westpha- The annual oil production dropped slightly. lia and Rhineland-Palatinate only. Licenses re- Compared to 2015 the production decreased by linquished primarily in North Rhine-Westphalia, 2.4 percent and amounted to 2.4 million metric Lower Saxony, Mecklenburg-Vorpommern, Ba- tons (including gas condensate). varia and Schleswig-Holstein. As in the last years, the total remaining proven After geophysical prospecting of the subsurface and probable natural gas reserves dropped. for oil and gas deposits went down significantly Compared to 2015 the reserves decreased by already in 2014 and 2015, the prospecting ac- 4.3 billion cubic metres to 70.1 billion cubic me- tivities decreased once again and marked the tres (field quality). Thus, one half of the annual second lowest level for more than thirty years. gas production of 2016 could be replaced by new reserves. The number of exploration wells increased from six in the previous year to eight in 2016. In ad- The total remaining proven and probable oil re- dition to that number, another ten exploration serves decreased by 2.1 million tons to 31.8 mil- wells were drilled to total depth already before lion tons. Thus, the annual oil production of 2016, but were not completed by final well re- 2016 could be replaced by new reserves only sults before 2016. Seven exploration wells were marginally. completed with a final result in 2016. Four of them encountered oil and the other three were The total installed working gas volume of under- dry. ground gas storage facilities increased by 0.1 billion cubic metres to 24.2 billion cubic metres. The number of development wells increased to According to current planning, another 3.5 bil- 18 compared to eleven in the previous year. An- lion cubic metres of working gas volume will be other five wells were drilled to total depth al- installed in the future. ready before 2016, but were not completed by final well results before 2016. Nine wells were completed successfully in 2016. Eight of them encountered oil or gas pay zones and another one was completed successfully as spy hole.

1 Bohraktivität

Obwohl die inländische Bohraktivität gegenüber der deutlich umfangreicheren Bohrkampagne dem Vorjahr wieder angestiegen ist, verblieb sie im Feld Emlichheim in den Jahren 2011 und auch in 2016 auf einem vergleichsweise gerin- 2012 geprägt ist. gen Niveau. So ist die Anzahl der aktiven Boh- rungen (Bohrungen, in denen Bohrmeter ange- Die Veränderungen gegenüber dem Vorjahr fallen sind) um etwa 50 Prozent von 17 im Vor- verliefen in den unterschiedlichen Bohrungska- jahr auf 26 angestiegen (Kap. 1.2). Besondere tegorien qualitativ ähnlich. In der Kategorie der Bedeutung für diesen Anstieg kommt einer er- Explorationsbohrungen ist die Anzahl der akti- neuten Bohrkampagne im Ölfeld Emlichheim ven Bohrungen von sechs auf acht angestiegen zu. Ohne diese Kampagne wäre die Aktivität auf und die Bohrmeter haben um fast 50 Prozent dem Niveau des Vorjahres verblieben. zugenommen.

Die Bohrmeterleistung hat gegenüber dem Vor- In der Kategorie der Feldesentwicklungsboh- jahreswert allerdings nur um 13 Prozent zuge- rungen ist die Anzahl der aktiven Bohrungen legt (Kap. 1.3). Damit lag sie immer noch etwa gegenüber elf im Vorjahr auf 18 angestiegen. ein Drittel unter dem Durchschnitt der vorange- Die Bohrmeter dieser Kategorie haben sich gangenen fünf Jahre. Hinsichtlich dieses Mittel- nicht in diesem Maße verändert; sie blieben na- wertes ist zu beachten, dass dieser noch von hezu stabil.

1.1 Explorationsbohrungen

Explorationsbohrungen haben das Ziel, neue Bohrung in den Meletta-Schichten des Ober- Felder bzw. Teilfelder zu erschließen, den Un- rheingrabens eine Erdöllagerstätte nachwei- tergrund zu erkunden oder aufgegebene Felder sen. wieder zu erschließen. Eine Erläuterung der unterschiedlichen Bohrungskategorien findet sich In der Kategorie der Teilfeldsuchbohrungen, die in Kapitel 1.4. in der unmittelbaren Umgebung von produzierenden oder auch aufgegebenen Feldern nach In der Zusammenstellung der Explorationsboh- Kohlenwasserstoffen suchen, wurde in 2016 rungen des Jahres 2016 werden insgesamt 18 nur eine Bohrung abgeteuft. Diese Bohrung ver- Bohrungen geführt (Tab. 1). Diese Zahl setzt folgte die Ausdehnung der Erdöllagerstätte Ai- sich aus den oben genannten acht aktiven Boh- tingen-Süd in östlicher Richtung. rungen und weiteren zehn Bohrungen zusammen, die ihre Endteufe bereits vor 2016 er- In der Kategorie der Wiedererschließungsboh- reicht, aber noch kein Ergebnis erhalten hatten. rungen, die bereits aufgegebene Felder untersuchen, wurden in Niedersachsen zwei Bohrun- In der Kategorie der Aufschlussbohrungen, die gen abgeteuft, um das aufgegebene Ölfeld Su- das Ziel haben, neue Lagerstätten nachzuwei- derbruch erneut zu erschließen. Eine weitere sen, wurden immerhin vier Bohrungen abge- Bohrung in Bayern hatte den Wiederaufschluss teuft. Zwei Projekte wurden in Brandenburg des aufgegebenen Feldes Ampfing zum Ziel. durchgeführt und sollten in den Sandsteinen des Rotliegend und/oder im Staßfurt-Karbonat Im Folgenden sollen die Ziele und Ergebnisse Erdöllagerstätten nachweisen. In Nordrhein- der Bohrprojekte näher vorgestellt werden. Westfalen wurde eine Bohrung zum Nachweis einer Kohleflözgas-Lagerstätte im Oberkarbon abgeteuft und in Baden-Württemberg sollte eine 9

Aufschlussbohrungen

Gebiet Oder-Neiße-Elbe ziellen Träger im Rotliegend wie geplant aufgeschlossen und wurde bei einer Endteufe von Mit der Bohrung Barth 11 (CEP1) (Anl. 2) wurde 2910 m im sedimentären Rotliegend eingestellt. die Untersuchung des Staßfurt-Karbonats der Die Bohrung wurde teilverfüllt und im Bereich Struktur Barth bei Saal in Mecklenburg-Vor- des ölführenden Staßfurt-Karbonats komplet- pommern nach über 30 Jahren erneut aufge- tiert und getestet. Die Auswertung und Bewer- nommen. Die letzte Ölbohrung im Bereich die- tung der Bohrergebnisse war zum Jahresende ser Struktur war die Bohrung Barth 9 aus dem 2016 noch nicht abgeschlossen. In 2016 wurde Jahre 1978. Die bislang einzige produzierende die Bohrung etwa 600 m nach Südwesten zur Sonde war die Bohrung Barth 6 aus dem Jahre Guhlen 1a abgelenkt. Der Landepunkt der Boh- 1965. Die Produktion war bereits in 1986 bei ei- rung war auf der Grundlage der 3D-seismi- ner kumulativen Fördermenge von etwas mehr schen Messungen festgelegt worden, die in als 1000 t aufgegeben worden. Der Ansatz- 2013 im Erlaubnisfeld Lübben durchgeführt punkt der Bohrung Barth 11 liegt etwa 2 km süd- worden waren. Zielhorizont war das in der westlich der ehemals produzierenden Sonde Stammbohrung Guhlen 1 ölführend nachgewie- auf einem anderen Störungsblock. Das Zielge- sene Staßfurt-Karbonat. Die Ablenkung Guhlen biet wurde anhand der 2D-seismischen Unter- 1a hat das Staßfurt-Karbonat nicht wie in der suchungen aus den Jahren 2009/10 festgelegt. Stammbohrung ölführend sondern gasführend Die Bohrung hat das Staßfurt-Karbonat wie er- erschlossen. Anschließend wurde ein Test wartet in der Plattformhangfazies ölführend an- durchgeführt. Die Auswertung und Bewertung getroffen und auf einer Strecke von knapp der Bohrergebnisse war zum Jahresende 2016 1000 m eine vertikale Mächtigkeit von etwa noch nicht abgeschlossen. 20 m horizontal aufgeschlossen. Die Bohrung hatte ihre Endteufe von 3863 m im Staßfurt- In der brandenburgischen Erlaubnis Lübben Karbonat bereits in 2011 erreicht. In einem ers- wurde nach der Bohrung Guhlen 1 in 2012 eine ten Kurzzeittest wurden 76 m³ leichtes Öl ohne weitere Aufschlussbohrung, und zwar die Boh- Formationswasser mit niedrigen Zuflussraten rung Märkische Heide 1 (CEP) (Anl. 2), abge- getestet. In 2014 wurde der horizontal durchteuft. Bereits 2013 war in dem Erlaubnisfeld teufte Träger in zehn Bohrlochabschnitten hin- eine großflächige seismische 3D-Messung tereinander hydraulisch stimuliert. Die geplante durchgeführt worden, die neue Erkenntnisse Testförderung steht noch aus. über den tiefen Untergrund geliefert hatte und mehrere Strukturen hatte erkennen lassen. In der brandenburgischen Erlaubnis Lübben, Eine dieser Strukturen wurde mit dieser Boh- etwa 6 km südlich des ehemaligen Erdölfeldes rung untersucht. Das Zielgebiet liegt etwa 12 Mittweide-Trebatsch, wurde in 2012 die Boh- km westsüdwestlich der Bohrung Guhlen 1 und rung Guhlen 1 (CEP) (Anl. 2) abgeteuft. Das war bereits in den 1960er und 1980er Jahren Ziel der Bohrung war das Staßfurt-Karbonat in durch einige Bohrungen erkundet worden. Ziel- einer Antiklinalstruktur, die in den seismischen horizonte sind das Staßfurt-Karbonat und die Profilen der Messungen aus den Jahren Sandsteine des Rotliegend, die bereits 1981 in 2009/10 identifiziert wurde. Nebenziel war das der Bohrung Schlepzig 6 ölführend nachgewie- Rotliegend, das in einer etwa 12 km westlich sen werden konnten. Die Bohrung hatte schon gelegenen Bohrung im Jahre 1981 ölführend in 2015 begonnen. In 2016 hat sie die Zielhori- nachgewiesen worden war. Die Bohrung Guh- zonte erbohrt und wurde bei einer Endteufe von len 1 hat das Staßfurt-Karbonat und den poten- 3043 m eingestellt. Aufgrund eines unerwarte- ten komplexen geologischen Oberbaus hat die

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

Bohrung die Zielhorizonte nicht in der erwarte- in einer Mächtigkeit von etwa 550 m angetrof- ten Tiefe und zudem verwässert angetroffen. fen, der Posidonienschiefer in einer Mächtigkeit Eine Ablenkung der Bohrung ist für 2017 ge- von knapp 25 m. In beiden Formationen wurde plant. für weiterführende Laboruntersuchungen um- fangreich gekernt. Die Bohrung wurde bei Mit der Bohrung Reudnitz Z2 (Bayerngas) (Anl. 1575 m wie geplant im Keuper eingestellt und 2) wurde in Brandenburg die zweite Explorati- zur Lünne 1a abgelenkt, um den Posidonien- onsbohrung seit knapp zwanzig Jahren zur Auf- schiefer horizontal aufzuschließen. Nach einer suchung von Kohlenwasserstoffen niederge- Strecke von knapp 250 m im Posidonienschie- bracht. Die Bohrung sollte die Rotliegend-Sand- fer wurde die Bohrung bei einer Endteufe von steine in einer Struktur untersuchen, die bereits 1677 m eingestellt. Eine hydraulische Trägersti- durch die knapp 6 km westnordwestlich gele- mulation, die zur Ermittlung des Förderpotenzi- gene Bohrung Birkholz/Beeskow 1A aus dem als erforderlich ist und direkt im Anschluss an Jahr 1964 und die knapp 4,5 km südsüdöstlich das Abteufen in 2011 geplant war, steht noch gelegene Bohrung Reudnitz 1 aus dem Jahr aus. 1989 gasführend getestet worden war. Das in diesen Bohrungen nachgewiesene Erdgas Gebiet Niederrhein-Münsterland zeichnete sich allerdings durch hohe Stickstoff- gehalte aus, die damals offensichtlich dazu ge- In Nordrhein-Westfalen wurde in dem Erlaub- führt haben, die Erdgasfunde nicht weiter zu nisfeld Rudolf die Bohrung Herbern 58 (Hamm- verfolgen und zu entwickeln. Um die Bohrung Gas) (Anl. 2) niedergebracht. Sie hatte das Ziel, Reudnitz Z2 richtig platzieren zu können, wur- eine Kohleflözgas-Lagerstätte im Oberkarbon den in 2013 und 2014 2D-seismische Messun- nachzuweisen. Zur Festlegung des Bohrzieles gen durchgeführt, die das bestehende Netz der wurde die Methode der tektomechanischen seismischen Linien verdichtet haben. Das Kon- Analyse angewendet. Diese analytische Me- zept der Bohrung sah vor, zunächst eine verti- thode kombiniert Erkenntnisse aus dem Berg- kale Bohrung in die Rotliegend-Sandsteine ab- bau mit wissenschaftlichen Untersuchungen zuteufen und im Erfolgsfall eine horizontale Ab- und umfangreichen Daten, um natürliche Kluft- lenkung vorzunehmen. Die Bohrung traf die systeme im Untergrund zu lokalisieren. Haben Rotliegend-Sandsteine wie prognostiziert gas- sich in solchen offenen und vernetzten Kluftsys- führend an und wurde in einer Tiefe von 2930 m temen Erdgaslagerstätten gebildet, so sind sie in den Vulkaniten des Rotliegend eingestellt. ohne Frac-Behandlungen förderbar. Die Boh- Anschließend wurde die Bohrung zur Reud- rung hat die Gesteine und Kohleflöze des West- nitz Z2a ablenkt. Die Ablenkung hat die gasfüh- fal B wie geplant erschlossen. Anschließend renden Rotliegend-Sandsteine auf einer Stre- wurde ein Fördertest durchführt. Ein Ergebnis cke von etwa 1000 m horizontal aufgeschlos- der Bohrung stand Ende 2016 noch nicht fest. sen und wurde bei einer Endteufe von 4407 m eingestellt. Im Januar 2015 wurde ein Förder- Oberrheintal test durchgeführt. Ein Ergebnis der Bohrung stand Ende 2016 noch nicht fest. Die Bohrung Allmend 1 (Rhein Petrol.) (Anl. 1) hatte das Ziel, eine Aufwölbungsstruktur an ei- Gebiet Weser-Ems ner mehr oder weniger parallel zum Graben- rand verlaufenden Abschiebung zu erkunden. Im Westen der Konzession Bramsche-Erweite- Zielhorizont waren die Pechelbronner Schich- rung wurde in 2011 die Bohrung Lünne 1 ten, die analog zum westlich benachbarten ehe- (EMPG) (Anl. 1) abgeteuft. Auch sie gehört zum maligen Ölfeld Stockstadt, aber eine Graben- Explorationsprogramm der EMPG, mit dem das scholle tiefer, ölführend erhofft wurden. Neben- Shale-Gas-Potenzial des Wealden und des Po- ziel war das weitgehend unerkundete Rotlie- sidonienschiefers im Niedersächsischen Be- gend direkt unterhalb der Pechelbronner cken bewertet werden soll. Der Wealden wurde Schichten. Die Bohrung wurde in 2013 vom 11

gleichen Bohrplatz wie die Bohrung Stockstadt 3D-Seismik Karlsruhe-Nord aus dem Jahre 2001 (siehe Abschnitt Wiedererschließungs- 2012 identifiziert wurde, auf wirtschaftliche Erd- bohrungen) gebohrt. Der geplante Landepunkt ölvorkommen. Das Zielgebiet der Bohrung lag der Bohrung Allmend 1 liegt etwa 1 km südöst- knapp vier Kilometer südöstlich des ehemaligen lich des gemeinsamen Bohrplatzes. Die Boh- Erdölfeldes Huttenheim, das 1956 entdeckt rung hat die Pechelbronner Schichten mit z.T. worden war und in 7-jähriger Förderzeit nur we- guten Ölanzeichen aufgeschlossen und wurde niger als 6000 t erbracht hat. Die Zielhorizonte bei einer Endteufe von 2885 m im Rotliegend waren die in dieser Region ölführenden tertiä- eingestellt. Anfang des Jahres 2014 wurde eine ren Reservoire in den Bunten Niederröderner Testförderung aus dem Bereich der Pechel- Schichten, im Cyrenen-Mergel und in den Me- bronner Schichten vorgenommen. In 2016 letta-Schichten. Die Bohrung hat die Zielhori- wurde die Bohrung für nicht fündig erklärt. zonte in guter Speichergesteinsqualität etwa in der erwarteten Tiefenlage aufgeschlossen, Die Bohrung Hofwiese 1 (Rhein Petrol.) (Anl. 1) doch waren die Reservoire nach den Befunden testete in dem Erlaubnisfeld Graben-Neudorf aus den Spülproben und den Bohrlochmessun- eine geologische Struktur an einer parallel zum gen verwässert. Die Bohrung wurde nicht ge- Grabenrand verlaufenden Störung, die in der testet und für nicht fündig erklärt.

Teilfeldsuchbohrungen

Gebiet Weser-Ems Oberrheintal

Die Bohrung Düste Z10 (Wintershall) (Anl. 2) Die Bohrung Römerberg 7 (ENGIE) (Anl. 2) sollte das Potenzial der bekannten Tight-Gas- hatte das Ziel, den Buntsandstein im südlichen Lagerstätte Düste in den Sandsteinen des Teil der zentralen Scholle ebenfalls in struktur- Oberkarbon erneut erkunden. Die Struktur hoher Position und nahe der westlichen Haupt- Düste wurde bereits 1995 mit der Explorations- störung zu erschließen. Der Ansatzpunkt dieser bohrung Düste Z9a gasführend getestet, aber Bohrung befindet sich auf dem Cluster-Bohr- technische Umstände machten eine detaillier- platz im Nordwesten von Speyer. Der geplante tere Untersuchung der Karbon-Sandsteine und Landepunkt der Bohrung an der Oberkante des eine wirtschaftliche Förderung trotz Frac-Be- Buntsandstein lag ca. 1600 m südsüdöstlich handlungen mehrerer Sandstein-Horizonte da- des Ansatzpunktes und damit ca. 600 m süd- mals nicht möglich. Wichtige Ziele der Bohrung westlich des Landepunktes der Römerberg 1. Düste Z10 waren der Aufschluss von mindes- Zum Ende des Jahres 2014 stand die Bohrung tens 400 m Karbon, die Erkundung des Gas- bei 3172 m im Buntsandstein. In 2015 hat sie Wasser-Kontaktes, des Einfallens und Strei- ihre Endteufe bei 3414 m im Buntsandstein er- chens der Schichten, der Porositätsverteilung in reicht. Im Anschluss wurde ein Fördertest den Sandsteinen und der Klüftigkeit der Ge- durchgeführt. Ein Ergebnis der Bohrung stand steine. Der geplante Landepunkt der Bohrung Ende 2016 noch nicht fest. liegt etwa 450 m nordwestlich von dem der Düste Z9 entfernt. Bereits in 2012 hat die Boh- Alpenvorland rung die Karbon-Sandsteine wie erwartet gas- führend angetroffen, den Gas-Wasser-Kontakt Die Bohrung Aitingen-Süd 3 (Wintershall) (Anl. durchteuft und wurde bei 4380 m eingestellt. 1) verfolgte die Ausdehnung der Erdöllager- Zur Ermittlung der Speichereigenschaften der stätte Aitingen-Süd weiter in östliche Richtung. Träger wurden sechs Bohrkerne mit einer Ge- Der Landepunkt der Bohrung liegt etwa 650 m samtlänge von knapp 130 m gezogen. Zur Er- östlich der nächstgelegenen Bohrung Aitingen- mittlung des Förderpotenzials sind vorab hyd- Süd 2 außerhalb des Bewilligungsfeldes Groß- raulische Stimulationen der Träger erforderlich. aitingen im Erlaubnisfeld Schwaben. Das Ziel 12

der Bohrung war eine lokale Hochlage in der stein-Schichten, nur wenige Meter tiefer als vor- West-Ost streichenden Monoklinalstruktur des hergesagt und ölführend aufgeschlossen. Nach Teilfeldes Aitingen-Süd. Die Bohrung hat den einem Fördertest wurde die Bohrung für ölfün- Zielhorizont, den Sandstein der tertiären Bau- dig erklärt.

Wiedererschließungsbohrungen

Gebiet Elbe-Weser Oberrheintal

Mit der Bohrung Suderbruch 2001 (Winters- Die Bohrung Stockstadt 2001 (Rhein Petrol.) hall) (Anl. 1) wurde die erste Wiedererschlie- (Anl. 1) diente der Untersuchung der bis 1994 ßungsbohrung in Niedersachsen seit den frü- geförderten Erdöllagerstatte Stockstadt. Die hen 1980er Jahren niedergebracht. Die Boh- Erdöllagerstätte Stockstadt hatte seit 1952 etwa rung hatte die Wiedererschließung des Erdölfel- 1 Mio. t Erdöl gefördert und liegt mit dieser För- des Suderbruch zum Ziel. Aus den Speichern dermenge hinter den immer noch fördernden im Valendis, Dogger und Malm waren in der Zeit Lagerstätten Landau und Eich auf Platz drei in von 1949 bis 1994 insgesamt 3,5 Mio. t Erdöl der Rangfolge der förderstärksten Erdölfelder gefördert worden. 1996 waren die Bohrungen des Oberrheintales. Das Zielgebiet der Bohrung im Feld verfüllt und die obertägigen Anlagen zu- liegt im strukturhöchsten Teil der Lagerstätte. rückgebaut worden. Insbesondere in den Spei- Insbesondere sollten sowohl Beschaffenheit chern des Malm aber auch in denen des Dogger und Poreninhalt des ölführenden Speicherge- werden nach neueren Untersuchungen noch steins, den Pechelbronner Schichten, mit mo- förderbare Ölmengen vermutet. Das Konzept dernen Bohrlochmessinstrumenten geprüft, als der Wiedererschließung sah zunächst eine ge- auch eine zeitlich begrenzte Testproduktion ge- richtete vertikale Bohrung zur Erschließung al- fahren werden, die Aufschluss über die Gewinn- ler relevanten Horizonte vor und anschließend barkeit des Erdöls erbringen sollte. Die Bohrung eine zweite Bohrung, die die Speicher in den Gi- wurde in 2013 niedergebracht. Sie hat die gas-Schichten strukturhoch und subhorizontal Pechelbronner Schichten in der prognostizier- aufschließen und Reserven nachweisen sollte. ten Tiefe von etwa 1600 m ölführend angetrof- Die Bohrung hatte bereits in 2015 begonnen. In fen und wurde nach 2215 m Bohrstrecke im 2016 wurde sie wie geplant im Lias Delta einge- Rotliegend eingestellt. In 2014 wurde der gestellt. Nach Durchführung von Fördertesten im plante Fördertest durchgeführt. In 2016 wurde Suderbruch-Sandstein des Dogger Epsilon die Bohrung für nicht fündig erklärt. wurde die Bohrung als ölfündig eingestuft. Alpenvorland Direkt im Anschluss an die Bohrung Suderbruch 2001 wurde die Bohrung Suderbruch 2002 Die Bohrung Lauben 7 (Wintershall) (Anl. 1) (Wintershall) (Anl. 1) im Zentralbereich des hatte das Ziel, die aufgegebene Öllagerstätte ehemaligen Feldes abgeteuft. Sie hat die ölfüh- Lauben in den Sandsteinen der Bausteinschich- renden Gigas-Schichten des Malm auf einer ten erneut zu erschließen. Die Lagerstätte Lau- Strecke von ungefähr 1000 m plus/minus hori- ben war bereits 1958 entdeckt worden und bis zontal aufgeschlossen und dabei mehrere tek- 1986 in Förderung. Die kumulative Förder- tonische Störungen durchörtert. Nach Durch- menge aus den Bausteinschichten und Cyre- führung von Fördertesten wurde die Bohrung nenschichten betrug aber nur etwa 17 000 t für ölfündig erklärt. Erdöl. Die 3D-Seismik Mindelheim aus dem Jahre 2011 und deren Auswertung führte zu neuen Vorstellungen über die strukturellen Ver- hältnisse und die Ausdehnung der Lagerstätte. 13

Danach liegt die antithetische Abschiebung, die nach kurzer seismischer Vorerkundung. Aus die Lagerstätte im Norden begrenzt, deutlich der Erdöl-Lagerstätte im Ampfing-Sandstein, in weiter nördlich als bislang angenommen. Das der sich eine primäre Gaskappe entlöst hatte, Zielgebiet der Bohrung war eine lokale Hoch- wurden seit 1954 0,55 Mio. t Erdöl und 1,4 Mrd. lage an dieser neu definierten nördlichen Stö- m³ Erdölgas gefördert. 1988 wurde das Feld rung. Dort wurde ein großes Potenzial für noch aus wirtschaftlichen Gründen aufgegeben. Das wirtschaftlich gewinnbare Ölmengen erwartet. Ziel der Bohrung war, in den Bereich der ur- Die Bohrung hat das Reservoir in der erwarte- sprünglichen Gaskappe zu bohren, um zu prü- ten Tiefe ölführend angetroffen und wurde bei fen, ob aufgrund der langjährigen Entnahme 1525 m in den tieferen Bausteinschichten ein- durch die Förderung Erdöl in diesen Bereich gestellt. Im Februar 2015 wurde der geplante eingewandert ist. Die Bohrung hat das primäre Fördertest durchgeführt. In 2016 wurde die Ziel, den Ampfing-Sandstein, in der erwarteten Bohrung für fündig erklärt. Tiefe, aber geringmächtiger als erwartet erschlossen. Beim Test auf den Ampfing-Sand- Mit der Bohrung RAG Ampfing 1 (RDG) stein floss Formationswasser mit Öl- und Gas- (Anl. 1) wurde das ehemalige Feld Ampfing hin- spuren zu. Über die Durchführung eines Tests sichtlich einer wirtschaftlichen Wiedererschlie- auf das Nebenziel, den Lithothamnienkalk, soll ßung untersucht. Ampfing war der erste Erdöl- zu einem späteren Zeitpunkt entschieden wer- und Erdgasfund im deutschen Teil des östlichen den. Alpenvorlandes. Der Fund gelang bereits 1953 14

1.2 Übersicht der Erdöl- und Erdgasbohrungen

Die Anzahl der aktiven Bohrungen ist gegen- In den Tabellen 1 und 2 sind die Erdöl- und Erd- über dem Vorjahr von 17 auf 26 gestiegen. Als gasbohrungen des Jahres 2016 mit ihren Er- „aktiv“ werden in diesem Bericht jene Bohrun- gebnissen bzw. ihren Status zum Jahresende gen bezeichnet, die im Berichtsjahr zur Bohr- 2016 zusammengestellt. Speicherbohrungen leistung beigetragen haben. Zusätzlich waren werden in dieser Übersicht nicht berücksichtigt. weitere 15 Bohrungen in Bearbeitung, die bereits vor 2016 die Endteufe erreicht, aber kein Von den insgesamt 41 Bohrungen haben 16 ein endgültiges Ergebnis erhalten hatten. endgültiges Ergebnis erhalten; davon waren 13

Tab. 1: Explorationsbohrungen in 2016. Bohrlokationen siehe Anl. 1 und 2.

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

Aufschlussbohrung (A3) Oder-Neiße-Elbe Barth 11* CEP 33337480 6021579 n.k.E. Staßfurt-Karb. 3863,0 Staßfurt-Karb. Guhlen 1* CEP 33441010 5764658 n.k.E. Staßfurt-Karb. 2910,0 Rotliegend Guhlen 1a CEP 33441010 5764658 n.k.E. Staßfurt-Karb. 2823,4 Werra-Anhydr. Märkische Heide 1 CEP 33429575 5762946 n.k.E. Rotl., Zechst. 3043,4 Rotliegend Reudnitz Z2* Bayerngas 33452267 5779635 n.k.E. Rotliegend 2930,0 Rotliegend Reudnitz Z2a* Bayerngas 33452267 5779635 n.k.E. Rotliegend 4407,0 Rotliegend Weser-Ems Lünne 1a* EMPG 32394004 5807959 n.k.E. Lias Epsilon 1677,4 Lias Epsilon Niederrhein-Münsterland Herbern 58 HammGas 32410564 5731043 n.k.E. Oberkarbon 1770,0 Westfal B Oberrheintal Allmend 1* Rhein Petrol. 32465233 5516502 nicht fündig Pechelbr. Sch. 2885,0 Rotliegend Hofwiese 1 Rhein Petrol. 32464116 5446143 nicht fündig Oligozän 2211,0 Meletta-Sch.

Teilfeldsuchbohrung (A4) Weser-Ems Düste Z10* Wintershall 32465081 5839579 n.k.E. Oberkarbon 3170,0 Oberkarbon Oberrheintal Römerberg 7* ENGIE 32457484 5465432 n.k.E. Buntsandstein 3406,0 Buntsandstein Alpenvorland Aitingen-Süd 3 Wintershall 32636707 5341342 ölfündig Baustein-Sch. 1495,0 Baustein-Sch.

Wiedererschließungsb. (A5) Elbe-Weser Suderbruch 2001 Wintershall 32534050 5838585 ölfündig Dogger, Malm 2595,0 Lias Delta Suderbruch 2002 Wintershall 32534035 5838581 ölfündig Malm 3050,0 Malm Oberrheintal Stockstadt 2001* Rhein Petrol. 32465233 5516494 nicht fündig Pechelbr. Sch. 2115,0 Rotliegend Alpenvorland Lauben 7* Wintershall 32594334 5325061 ölfündig Baustein-Sch. 1525,0 Baustein-Sch. RAG Ampfing 1 RDG 32754804 5349241 n.k.E. Eozän 2150,0 Oberkreide

Status mit Stand vom 31. Dezember 2016; *: Endteufe vor 2016 erreicht; n.k.E.: noch kein Ergebnis 15

Tab. 2: Feldesentwicklungsbohrungen in 2016.

Name Operator Zielhorizont Status

Erweiterungsbohrungen (B1) Weser-Ems Päpsen Z2 Wintershall Staßfurt-Karbonat gasfündig

Produktionsbohrungen (B2) Nördlich der Elbe Mittelplate-A 14a DEA Dogger Beta-Sandstein bohrt Mittelplate-A 16a DEA Dogger Beta-Sandstein ölfündig Mittelplate-A 27 DEA Dogger Beta-Sandstein ölfündig Mittelplate-A 28 DEA Dogger Beta-Sandstein ruht Elbe-Weser Bötersen Z11* EMPG Rotliegend-Sandsteine noch kein Ergebnis Schneeren-Süd Z1* ENGIE Oberkarbon-Sandsteine noch kein Ergebnis Völkersen Z8a DEA Rotliegend-Sandsteine gasfündig Weser-Ems Bockstedt 90 Wintershall Dichotomiten-Sandstein noch kein Ergebnis Leer Z5* ENGIE Rotliegend-Sandsteine noch kein Ergebnis Staffhorst Z1a* Wintershall Staßfurt-Karbonat gasfündig Westlich der Ems Emlichheim 13 Wintershall Bentheim-Sandstein ölfündig Emlichheim 37 Wintershall Bentheim-Sandstein noch kein Ergebnis Emlichheim 158a Wintershall Bentheim-Sandstein bohrt Emlichheim 181 Wintershall Bentheim-Sandstein noch kein Ergebnis Emlichheim 182 Wintershall Bentheim-Sandstein ölfündig Emlichheim 183 Wintershall Bentheim-Sandstein ölfündig Emlichheim 184 Wintershall Bentheim-Sandstein Ziel erreicht Emlichheim 184a Wintershall Bentheim-Sandstein noch kein Ergebnis Emlichheim 185 Wintershall Bentheim-Sandstein noch kein Ergebnis Alpenvorland Bedernau 2* Wintershall Baustein-Schichten noch kein Ergebnis

Hilfsbohrungen (B3) Weser-Ems Bockstedt 89 Wintershall Dichotomiten-Sandstein noch kein Ergebnis Westlich der Ems Emlichheim 521 Wintershall Bentheim-Sandstein bohrt

Bayerngas – Bayerngas GmbH, München Status mit Stand vom 31. Dezember 2016 CEP – CEP Central European Petroleum GmbH, Berlin * : Endteufe vor 2016 erreicht DEA – DEA Deutsche Erdoel AG, Hamburg EMPG – ExxonMobil Production Deutschland GmbH, Hannover ENGIE – ENGIE E&P Deutschland GmbH, Lingen HammGas – HammGas GmbH & Co. KG, Hamm RDG – RDG GmbH & Co. KG, Hannover Rhein Petrol. – Rhein Petroleum GmbH, Heidelberg Wintershall – Wintershall Holding GmbH, Barnstorf

erfolgreich. Von diesen 13 Bohrungen waren Pilotlöcher von horizontalen Ablenkungen und zwölf öl- oder gasfündig und eine weitere hatte andere sogenannte „spy holes“. Bohrungen, die ihr Ziel erreicht. Das Ergebnis „Ziel erreicht“ er- ihre Endteufe erreicht haben, über deren Ergeb- halten im Falle des erfolgreichen Abschlusses nis aber noch nicht abschließend befunden Untersuchungs- und Hilfsbohrungen, die ohne- wurde, werden in der Statistik mit dem Status hin keine Fündigkeit erzielen sollen (Kap. 1.4), „noch kein Ergebnis" geführt. 16

1.3 Bohrmeterleistung

In 2016 ist die Bohrmeterleistung gegenüber In der Exploration sind die Bohrmeter gegen- dem sehr geringen Vorjahreswert zwar um etwa über dem Vorjahr um knapp 50 Prozent bzw. 4400 m auf etwa 37 000 m angestiegen, doch etwa 4500 m auf ca. 14 000 m gestiegen. Im auch dieser Wert repräsentiert im langjährigen Vergleich zum Mittel der vorangehenden fünf Vergleich eine ausgesprochen geringe Bohrme- Jahre fällt dieser Wert 17 Prozent bzw. etwa terleistung. Seit dem nachhaltigen Rückgang in 3000 m geringer aus. den 1980er Jahren wurde der diesjährige Wert nur zweimal unterschritten, und zwar im Vorjahr In der Feldesentwicklung blieben die Bohrmeter und in 2003. Ohne die erneute Bohrkampagne im Vergleich zum Vorjahr nahezu unverändert. im Feld Emlichheim wäre die Bohrmeterleistung Gegenüber dem Mittelwert der vorangehenden jedoch geringer als im Vorjahr ausgefallen. fünf Jahre bedeutet das ein Minus von 38 Pro- zent oder etwa 14 000 m. Aufgrund der meist hohen jährlichen Schwan- kungen, insbesondere bei der Aufteilung der Der Anteil der Feldesentwicklung von 62 Pro- Bohrmeterleistung auf die unterschiedlichen zent an den gesamten Bohrmetern war gemes- Bohrungskategorien, wird in diesem Bericht zur sen am Mittel der vorangehenden fünf Jahre in Betrachtung der Entwicklung der Bohraktivität Höhe von 69 Prozent unterdurchschnittlich. auch das willkürlich gewählte Mittel der voran- gegangenen fünf Jahre herangezogen (Tab. 3). In Jahren mit geringer Bohraktivität gewinnt die In 2016 lag die Bohrleistung um knapp kontinuierliche Feldesentwicklung im Erdölfeld 17 000 m oder knapp einem Drittel unter die- Mittelplate hinsichtlich der regionalen Verteilung sem Mittelwert. Dieser Mittelwert ist aber nach der Bohrmeter deutlich an Gewicht. Die Produk- wie vor stark von der Bohrkampagne im Feld tionsbohrungen im Erdölfeld Mittelplate be- Emlichheim in den Jahren 2011 und 2012 ge- scherten Schleswig-Holstein in 2016 einen An- prägt, die zu einer überdurchschnittlich hohen teil von 24 Prozent an den gesamten Bohrme- Bohraktivität geführt hatte. Die Grafik in Abbil- tern (Tab. 4). Explorationsbohrungen in Bayern, dung 1 veranschaulicht die historische Entwick- Brandenburg, Baden-Württemberg und Nord- lung der Bohrtätigkeit anhand der Bohrmeter. rhein-Westfalen stellten zusammen einen Anteil von 29 Prozent. Der größte Anteil der Bohrme- Die Entwicklung verlief in den Kategorien Explo- ter entfiel aber wieder auf Niedersachsen. Auf- ration und Feldesentwicklung wieder einmal un- grund der überdurchschnittlichen Werte in an- terschiedlich. deren Bundesländern war der niedersächsische Anteil mit 47 Prozent abermals unterdurchschnittlich.

Tab. 3: Bohrmeterleistung 2011 bis 2016, aufgeteilt nach Bohrungskategorien.

Jahr Bohrmeter Explorationsbohrungen Feldesentwicklungsbohrungen

A1 A3 A4 A5 B1 B2 B3 m % m % m % m % m % m % m % m % 2011 73272 100 253 0,3 10278 14,0 4744 6,5 - - - - 50752 69,3 7245 9,9 2012 71424 100 - - 8793 12,3 14062 19,7 - - - - 48207 67,5 362 0,5 2013 43423 100 - - 7525 17,3 4508 10,4 2115 4,9 - - 29275 67,4 - - 2014 48922 100 - - 5649 11,5 15024 30,7 1525 3,1 - - 21522 44,0 5202 10,6 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 Mittelwert 53963 100 51 0,1 6752 12,5 8783 16,3 1203 2,2 90 0,2 34175 63,3 2909 5,4 2011-2015 17

Tab. 4: Bohrmeterleistung 2016 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 % Baden-Württemberg 2211,0 - - - - - 2211,0 6,0 Bayern - 1495,0 2150,0 - - - 3645,0 9,8 Brandenburg 3004,0 - - - - - 3004,0 8,1 Niedersachsen - - 3348,7 4193,0 7886,1 2205,0 17632,8 47,5 Nordrhein-Westfalen 1770,0 - - - - - 1770,0 4,8 Schleswig-Holstein - - - - 8863,5 - 8863,5 23,8

Gebiet Nördlich der Elbe - - - - 8863,5 - 8863,5 23,9 Oder/Neiße-Elbe 3004,0 - - - - - 3004,0 8,1 Elbe-Weser - - 3348,7 - 1207,0 - 4555,7 12,3 Weser-Ems 1770,0 - - 4193,0 1303,0 1322,0 8588,0 23,1 Westlich der Ems - - - - 5376,1 883,0 6259,1 16,9 Oberrheintal 2211,0 - - - - - 2211,0 6,0 Alpenvorland - 1495,0 2150,0 - - - 3645,0 9,8

m 900 000 Bohrmeter

800 000

700 000

600 000

500 000

400 000

300 000

200 000

37 126 m 100 000

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2016

Abb. 1: Bohrmeter der Erdöl- und Erdgasbohrungen (ohne Speicherbohrungen) von 1945 bis 2016. 18

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

Nachdem die geophysikalischen Aktivitäten zur vollständig und ragt in das Erlaubnisfeld Lingen Erkundung des Untergrundes nach Erdöl und der ENGIE E&P Deutschland GmbH hinein. Erdgas bereits in 2014 deutlich zurückgegan- gen waren, haben sie in 2015 nochmals abge- In Abbildung 3 sind die durch 3D-Seismik abgenommen. In 2016 hat sich diese Entwicklung deckten Flächen der Erdöl- und Erdgasindustrie fortgesetzt. 3D-seismische Messungen wurden zusammengestellt. Der aktuelle Survey ist farb- auf einer Gesamtfläche von 52 km² durchge- lich hervorgehoben. führt (Tab. 5). 2D-seismische Messungen und gravimetrische Messungen wurden in 2016 nicht vorgenommen. Es waren die zweitnied- rigsten Aktivitäten in den mehr als 30 letzten Jahren. Nur in 2010 wurden weniger Messun- gen durchgeführt, und zwar keine 3D-seismischen und 111 Profilkilometer 2D-seismische Messungen.

3D-Seismik

In 2016 wurde nur ein 3D-seismischer Survey zur Erkundung des Untergrundes nach Erdöl- und Erdgaslagerstätten durchgeführt, und zwar im Westemsland in Niedersachsen.

Dort wurde der Survey „Rühlermoor 2016“ mit einer Fläche 52 km² im Auftrag der ENGIE E&P Deutschland GmbH akquiriert. Der Survey überdeckt zusammen mit dem Survey Rühler- moor 2007 die Erdöllagerstätte Rühle nahezu

Tab. 5: Geophysikalische Messungen 2016 (nach Angaben der explorierenden Firmen und Bergbehörden).

Gebiet 3D-Seismik 2D-Seismik Gravimetrie

2 km km Messpunkte / km² Ostsee - - - Nordsee - - - Nördlich der Elbe - - - Oder/Neiße-Elbe - - - Elbe-Weser - - - Weser-Ems - - - Westlich der Ems 52 - - Niederrhein-Münsterland - - - Thüringer Becken - - - Saar-Nahe-Becken - - - Oberrheintal - - - Alpenvorland - - - Summe 52 - 21

7° 8° 9° 10° 11° 12° 13° 14° E E Flensburg S T E E S S O D Kiel R 4 O N Stralsund 9 12 Rostock

54° 2 9 Lübeck Wismar

Schwerin 11 4 Wilhelmshaven Hamburg Emden 1 1 Bremen Elbe 4 1 1

53° 9 1 Ode 4 1 10 1 1 4 10 4 Berlin 4 9 9 10 AAller 4 4 4 9 Havel 1 Havel 1 3 Spre Hannover 4 1 5 Osnabrück Ems Leine Magdeburg 8° Weser Braunschweig 14 12 52° Münster 14 Elbe Ludwigs- hafen Necka ManheimM Kaiserslautern 4 Isar 4 131 Augsburg Inn Göttingen München 7 4 14 4 8 Kassel 8 49° 14 Salzach 7 Ruh 8 9 7 48° Karlsruhe 10 1 9 Rhein 7 Iller Fulda Erfurtfurt Salzburg 4 6 Lech Strasbourg

0 50 km 10° 11° 12° 13°

Abb. 3: 3D-seismisch überdeckte Flächen der Erdöl- und Erdgassuche und der Untertage-Erdgasspeicherung (ohne küstenferne Nordsee). Messgebiete in 2016 dunkler hervorgehoben. Nach Auftraggebern bzw. federführenden Firmen zusammengefasst. 1: EMPG, 2: EWE, 3: GASAG, 4: ENGIE, 5: NAM, 6: OMV, 7: RAG, 8: E.ON, 9: DEA, 10: Wintershall, 11: GAZPROM, 12: CEP, 13: FGT, 14: Rhein Petroleum.

3 Konzessionswesen

Das Jahr 2016 war wie die beiden Vorjahre vor einer Fläche von zusammen etwa 2000 km² allem durch Ablauf und Verkleinerungen (Teil- wurden neu erteilt. Demgegenüber sind fünf- aufhebungen und Teilverlängerungen) von Er- undzwanzig Erlaubnisfelder erloschen oder ver- laubnisfeldern geprägt. Die Summe der Flächen kleinert worden, was eine Flächenreduzierung von Bergbauberechtigungen zur Aufsuchung von etwa 14 500 km² zur Folge hatte. von Kohlenwasserstoffen hat sich infolgedes- sen gegenüber dem Vorjahr nochmals deutlich Da sich Erlaubnisfelder zur großräumigen Auf- um etwa 12 500 km² verkleinert und betrug suchung und zu wissenschaftlichen Zwecken Ende 2016 74 600 km². Acht Erlaubnisfelder mit teilweise mit Erlaubnisfeldern zur gewerblichen

Tab. 6: Veränderungen im Bestand der Erlaubnisse zur Aufsuchung von Kohlenwasserstoffen in 2016.

Nr. Name Inhaber Bundesland

Neu erteilte Erlaubnisse

26 Aubach (großr. Aufsuch.) RDG GmbH &Co. KG Bayern 27 Grafing Süd DEA Deutsche Erdoel AG Bayern 14_05 Borsum Kimmeridge GmbH Niedersachsen 57 BarbaraGas PVG GmbH - Resources Services & Management Nordrhein-Westfalen 58 HalternGas Nord PVG GmbH - Resources Services & Management Nordrhein-Westfalen 59 Haard-Gas Mingas-Power GmbH Nordrhein-Westfalen 33 Böchingen Wintershall Holding GmbH Rheinland-Pfalz 34 Landau Südwest Wintershall Holding GmbH Rheinland-Pfalz

Teilaufhebungen und Teilverlängerungen

2 Nördlicher Oberrhein Rhein Petroleum GmbH Hessen 3 Nördlicher Oberrhein II Rhein Petroleum GmbH Hessen 4 Stralsund 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. 12_04 Oldendorf Verkleinerung Kimmeridge GmbH Niedersachsen 12_05 Lüneburg-Verkleinerung Kimmeridge GmbH Niedersachsen 12_10 Heemsen-Verkleinerung Kimmeridge GmbH Niedersachsen 13_06 Lauenhagen Erweiterung (zuvor Zu- LauenhagenGas GmbH Niedersachsen sammenlegung von Lauenhagen und Steinhude-Restfläche ) 16_01 Hameln-West Wintershall Holding GmbH Niedersachsen 16_02 Hameln-Ost Wintershall Holding GmbH Niedersachsen 40 Nordrhein-Westfalen Nord Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Nordrhein-Westfalen

Erloschene Erlaubnisse

14 Schwaben-Süd (großr. Aufsuch.) Rhein Petroleum GmbH Bayern 20 Teising Genexco Gas GmbH Bayern 11_01 Vierlande BEB Erdgas und Erdöl GmbH & Co. KG Hamburg 20008/55 A2, A3, A5, A6, A8, A9, A12 Wintershall Holding GmbH, DEA Deutsche Erdoel AG NI, SH (Nordsee) 14 Loba Mingas-Power GmbH Nordrhein-Westfalen 15 Leif Mingas-Power GmbH Nordrhein-Westfalen 16 Lars Mingas-Power GmbH Nordrhein-Westfalen 30 Ananke A-TEC Anlagentechnik GmbH Nordrhein-Westfalen 31 Kallisto A-TEC Anlagentechnik GmbH Nordrhein-Westfalen 28 Eicher See Rhein Petroleum GmbH Rheinland-Pfalz 29 Guntersblum Rhein Petroleum GmbH Rheinland-Pfalz 30 Rheindürkheim Rhein Petroleum GmbH Rheinland-Pfalz 2 Kunrau ENGIE E&P Deutschland GmbH Sachsen-Anhalt 05003 Preetz-Restfläche DEA Deutsche Erdoel AG Schleswig-Holstein 12_06 Sterup Central Anglia AS Schleswig-Holstein

Quelle: zuständige Bergverwaltungen Nr. entsprechend Abb. 4 23

Aufsuchung überschneiden, war die tatsächlich km², Sachsen-Anhalt mit 330 km², Rheinland- überdeckte Fläche kleiner und betrug zum Ende Pfalz mit 190 km², Hamburg mit 150 km² und des Jahres etwa 72 600 km². Hessen mit 100 km².

Die neu erteilte Fläche entfällt auf Erlaubnisfel- Überwiegend sind Flächen durch Verkleinerun- der in Niedersachsen, Bayern, Nordrhein-West- gen von bestehenden Erlaubnisfeldern frei ge- falen und Rheinland-Pfalz. In Niedersachsen worden. Allein die Verkleinerung des riesigen wurde ein Feld mit einer Fläche von etwa Erlaubnisfeldes Nordrhein-Westfalen Nord, in 1600 km² neu erteilt, in Bayern zwei Felder mit dem die Suche auf Kohleflözgas ausgerichtet zusammen etwa 250 km², in Nordrhein-Westfa- ist, schlug mit über 4600 km² zu Buche. len drei Felder mit zusammen etwa 160 km² und in Rheinland-Pfalz zwei Felder mit zusammen Der Bestand der Erlaubnisfelder zur Aufsu- nur etwa 13 km². chung von Kohlenwasserstoffen und dessen Veränderungen sind in den Tabellen 6 und 7 Die Summe der Flächenreduzierungen infolge sowie in den Abbildungen 4 und 5 (in Abb. 5 der erloschenen und verkleinerten Erlaubnisfel- ohne Veränderungen im Bestand) dargestellt. der war in Nordrhein-Westfalen mit 4700 km² am größten, gefolgt von Niedersachsen (inkl. Nordsee) mit 3000 km², Mecklenburg-Vorpom- mern mit 2700 km², Bayern mit 2100 km², Schleswig-Holstein (inkl. Nordsee) mit 1200

Tab. 7: Erlaubnisse zur Aufsuchung von Kohlenwasserstoffen. Stand 31. Dezember 2016.

Nr. Name Inhaber Bundesland

Bayerisches Staatsministerium für Wirtschaft und Medien, Energie und Technologie

4 Salzach-Inn RDG GmbH & Co. KG Bayern 6 Schwaben Wintershall Holding GmbH Bayern 9 Grafing DEA Deutsche Erdoel AG Bayern 19 Mindelheim Rhein Petroleum GmbH Bayern 21 Schongau (großr. Aufsuchung) Rhein Petroleum GmbH Bayern 22 Starnberger See (großr. Aufsuch.) Terrain Energy Limited Bayern 24 Weiden (großr. Aufsuchung) Naab Energie GmbH Bayern 25 Egmating (großr. Aufsuchung) Terrain Energy Limited Bayern 26 Aubach (großr. Aufsuchung) RDG GmbH & Co. KG Bayern 27 Grafing Süd DEA Deutsche Erdoel AG Bayern

Bergamt Stralsund

2 Grimmen 2 CEP - Central European Petroleum GmbH Mecklenburg-Vorpom. 3 Plantagenetgrund KW CEP - Central European Petroleum GmbH Mecklenburg-Vorpom. 4 Stralsund KW CEP - Central European Petroleum GmbH Mecklenburg-Vorpom. 5 Anklam 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

1 Münsterland West BEB Erdgas und Erdöl GmbH & Co. KG Nordrhein-Westfalen 2 Julix A-TEC Anlagentechnik GmbH Nordrhein-Westfalen 5 Sabuela A-TEC Anlagentechnik GmbH Nordrhein-Westfalen 12 Wilhelmine Gas Minegas GmbH Nordrhein-Westfalen 13 Borussia Gas Minegas GmbH Nordrhein-Westfalen 18 Phönix RWE Power Aktiengesellschaft Nordrhein-Westfalen 19 Hamm-Ost HammGas GmbH & Co.KG Nordrhein-Westfalen 20 Harpen-Gas RWE Power Aktiengesellschaft Nordrhein-Westfalen 21 Ahsen-Gas Mingas-Power GmbH Nordrhein-Westfalen 24

Fortsetzung Tab. 7

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 27 CBM-RWTH (wissensch. Zwecke) RWTH Aachen Nordrhein-Westfalen 28 Ibbenbüren BEB Erdgas und Erdöl GmbH & Co. KG Nordrhein-Westfalen 29 Minden BEB Erdgas und Erdöl GmbH & Co. KG Nordrhein-Westfalen 35 Wehofen-Gas Mingas-Power GmbH Nordrhein-Westfalen 39 Altdendorf-Gas Mingas-Power GmbH Nordrhein-Westfalen 38 Herford BEB Erdgas und Erdöl GmbH & Co. KG, Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Nordrhein-Westfalen 40 Nordrhein-Westfalen Nord Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Nordrhein-Westfalen 42 Norddeutschland-Gas Mingas-Power GmbH Nordrhein-Westfalen 43 Voerde-Gas Mingas-Power GmbH Nordrhein-Westfalen 45 Hamm-Süd HammGas GmbH & Co.KG Nordrhein-Westfalen 46 Hellweg HammGas GmbH & Co.KG Nordrhein-Westfalen 49 Herbern-Gas Mingas-Power GmbH Nordrhein-Westfalen 50 Rheinland Wintershall Holding GmbH Nordrhein-Westfalen 51 Ruhr Wintershall Holding GmbH Nordrhein-Westfalen 52 Dasbeck HammGas GmbH & Co.KG Nordrhein-Westfalen 53 Rudolf HammGas GmbH & Co.KG Nordrhein-Westfalen 54 Donar HammGas GmbH & Co. KG, Mingas-Power GmbH, Minegas GmbH Nordrhein-Westfalen 56 Wesel Gas Thyssen Vermögensverwaltung GmbH, PVG GmbH – Resources Nordrhein-Westfalen Services & Management 57 BarbaraGas PVG GmbH - Resources Services & Management Nordrhein-Westfalen 58 HalternGas Nord PVG GmbH - Resources Services & Management Nordrhein-Westfalen 59 Haard-Gas Mingas-Power GmbH Nordrhein-Westfalen

Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie

01_18 Bedekaspel Verkleinerung ENGIE E&P Deutschland GmbH Niedersachsen 08_03 Simonswolde-Verkleinerung Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 038 Hümmling ENGIE E&P Deutschland GmbH Niedersachsen 039 Lingen (Zusammenlegung) ENGIE E&P Deutschland GmbH Niedersachsen 060 Wettrup-Verkleinerung ENGIE E&P 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 DEA Deutsche Erdoel AG Nieders., Hamburg 134 Taaken (Rest) Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 135 Rotenburg DEA Deutsche Erdoel AG Niedersachsen 143 Delmenhorst-Elsfleth BEB Erdgas und Erdöl GmbH & Co. KG Niedersachsen 144 Harpstedt Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 149 Ridderade-Ost Wintershall Holding GmbH Niedersachsen 150 Scholen Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 153 Verden Verkleinerung DEA Deutsche Erdoel AG Niedersachsen 157 Dümmersee-Uchte (Zusammenl.) Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 513 Hamwiede Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 517 Ahrensheide Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 98003 Celle DEA Deutsche Erdoel AG Niedersachsen 99003 Achim (neu) Wintershall Holding GmbH Niedersachsen 01001 Unterweser DEA Deutsche Erdoel AG Nieders., Bremen 01004 Krummhörn BEB Erdgas und Erdöl GmbH & Co. KG Niedersachsen 07002 Bramsche-Erweiterung BEB Erdgas und Erdöl GmbH & Co. KG Niedersachsen 07003 Schaumburg-Verkleinerung BEB Erdgas und Erdöl GmbH & Co. KG Niedersachsen 11001 Werder DEA Deutsche Erdoel AG Niedersachsen 12_04 Oldendorf Verkleinerung Kimmeridge GmbH Niedersachsen 12_05 Lüneburg-Verkleinerung Kimmeridge GmbH Niedersachsen 12_10 Heemsen-Verkleinerung Kimmeridge GmbH Niedersachsen 13_01 Geldsackplate Hansa Hydrocarbons Ltd., Oranje-Nassau Energie B. V. Niedersachsen 13_03 Prezelle GET Geo Exploration Technologies Niedersachsen 13_05 Laarwald Wintershall Holding GmbH Niedersachsen 13_06 Lauenhagen Erweiterung LauenhagenGas GmbH Niedersachsen 14_02 Ossenbeck Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 14_03 Weesen Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG Niedersachsen 14_05 Borsum Kimmeridge GmbH Niedersachsen 16_01 Hameln-West Wintershall Holding GmbH Niedersachsen 16_02 Hameln-Ost Wintershall Holding GmbH Niedersachsen 25

Fortsetzung Tab. 7

233 Heide-Restfläche DEA Deutsche Erdoel AG Schleswig-Holstein 20001 A6, B4, B5, B7, B8, B10, B11, B12 Wintershall Holding GmbH, ENGIE E&P Deutschland GmbH NI, SH (Nordsee) 20008/52 C16, C13, B14, B15, B18 ENGIE E&P Deutschland GmbH, Shell Exploration und Produktion NI, SH (Nordsee) Deutschland GmbH 20008/71 H15, 16, 17, 18, L1, 2, 3, 4, 5 Wintershall Holding GmbH, ENGIE E&P Deutschland GmbH, Hansa Nieders. (Nordsee) Hydrocarbons Ltd. 20008/72 G12, G15, H10, H13, H14 Wintershall Holding GmbH Nieders. (Nordsee) 20008/73 B12, 15, C13, 14, 16, 17, G1 Petrogas E&P UK Limited, Danoil Exploration A/S NI, SH (Nordsee)

Landesamt für Bergbau, Geologie und Rohstoffe Brandenburg

1 Reudnitz Bayerngas GmbH Brandenburg 3 Lübben Central European Petroleum GmbH Brandenburg 5 Reudnitz-Nordost Bayerngas GmbH Brandenburg 6 Reudnitz-Südost Bayerngas GmbH Brandenburg 7 Kerkwitz-Guben ENGIE E&P Deutschland GmbH Brandenburg 8 Forst CEP - Central European Petroleum GmbH Brandenburg 9 Zehdenick Nord Jasper Resources B.V. Brandenburg

Landesamt für Geologie und Bergbau Rheinland-Pfalz

4 Römerberg Palatina GeoCon GmbH & Co. KG Rheinland-Pfalz 5 Offenbach/Pfalz ENGIE E&P Deutschland GmbH Rheinland-Pfalz 8 Germersheim ENGIE E&P Deutschland GmbH Rheinland-Pfalz 9 Hochstadt ENGIE E&P Deutschland GmbH Rheinland-Pfalz 11 Kuhardt Palatina GeoCon GmbH & Co. KG Rheinland-Pfalz 14 Steinfeld GeoEnergy Feldgesellschaft Steinfeld mbH, ENGIE E&P Deutsch- Rheinland-Pfalz land GmbH 15 Speyerdorf GeoEnergy Feldgesellschaft Speyerdorf mbH, ENGIE E&P Rheinland-Pfalz Deutschland GmbH 17 Limburgerhof Palatina GeoCon GmbH & Co. KG Rheinland-Pfalz 23 Herxheimweyher Palatina GeoCon GmbH & Co. KG Rheinland-Pfalz 24 Maximiliansau Palatina GeoCon GmbH & Co. KG Rheinland-Pfalz 25 Edenkoben Palatina GeoCon GmbH & Co. KG Rheinland-Pfalz 31 Drusweiler ENGIE E&P Deutschland GmbH Rheinland-Pfalz 32 Neuburg am Rhein ENGIE E&P Deutschland GmbH Rheinland-Pfalz 33 Böchingen Wintershall Holding GmbH Rheinland-Pfalz 34 Landau Südwest Wintershall Holding GmbH Rheinland-Pfalz

Oberbergamt des Saarlandes

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

1 Groß-Gerau Überlandwerk Groß-Gerau GmbH Hessen 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 20 Mittlerer Oberrhein Rhein Petroleum GmbH Baden-Württemberg 21 Tannheim Wintershall Holding GmbH Baden-Württemberg 26 Rastatt-Lichtenau-Rheinau II ENGIE E&P Deutschland GmbH Baden-Württemberg 27 Karlsruhe-Leopoldshafen ENGIE E&P Deutschland GmbH Baden-Württemberg 28 Graben-Neudorf Rhein Petroleum GmbH Baden-Württemberg 29 Engelsberg Wintershall Holding GmbH Baden-Württemberg

Quelle: zuständige Bergverwaltungen Nr. entsprechend Abb. 4 und 5 26

6° 8° 10° 12° 14°

D Ä N E K M A R E E S 6 Flensburg 12_06 T S 3 E O E 6 S D 7 R 4 Stralsund O Kiel 4 N 05003 7 2 7 54° 233 54° Rostock 5

Lübeck

092

13_01 N

086 Hamburg Stettin E 01_18 01004 Emden 08_03 082 11_01

12_04 L 12_05

077 134 12_04 E 01001 12_05 143 Bremen 135 Elbe 9 O D

Ems 99003 13_03 038 513 N 144 153 11001 Oder 517 14_03 P A 060 071 98003 12_10 150 12_10 Aller Ha L 149 v e

13_05 l

14_02 W Berlin e

R s e 157 r E 039 07002 14_05 2 28 5 D Spree 13_06 00002 29 Hannover E 13_06 14_05 1 07003 1 6 I O ker 07002 38 52° N 40 16_01 52° 40 3 7 R hein 08001 16_02 40 40 40 54 31 Staßfurt 27 46 30 53 52 21 19 23 Clausthal- Cottbus 58 8 57 56 49 Zellerfeld 59 2 26 45 Ne 39 iss 43 12 13 20 Leine e 25 35 5 Halle Dortmund 22 14 Elbe 16 15 18 Ruhr Kassel Leipzig 42 51 50 24 51

Dresden Erlaubnisfelder: Köln 50 (NummernFreiberg entsprechend Tab. 7) Gera Werra NIEDERSACHSEN, SCHLESWIG- 150 B HOLSTEIN, HAMBURG und BREMEN LBEG, Clausthal-Zellerfeld E S L aa MECKLENBURG-VORPOMMERN le 2 G BA Stralsund

I Lahn BRANDENBURG E 1 LBGR, Cottbus N 1 HESSEN Eger RP Darmstadt, Wiesbaden L Frankfurt U Wiesbaden NORDRHEIN-WESTFALENPraha 4 Bez.Reg. Arnsberg, Dortmund 50° X 2 50°

E Mainz M SAARLAND 1 ain 3 M OBA, Schiffweiler osel 3 M 2 B 29 Würzburg 2 RHEINLAND-PFALZ Main 24 U 28 2 LGB, Mainz R 30 1 BADEN-WÜRTTEMBERG G 3 RP Freiburg BAYERN 17 5 Nürnberg StMWi, München Moldau 1 15 25 Saarbücken 9 Veränderungen gegenüber 2015 4 2 19 33 0 100km 34 Regen 8 23 28 31 5 11 Altmühl Gebiete:

F 14 27 24 Saar 32 R DeutscheTSCHECHISCHE Ostsee REPUBLIK Stuttgart Deutsche Nordsee A 26 nau Rhein Do Isar Passau Nördlich der Elbe N 20 1 Oder-Neiße-Elbe K Neckar Ulm 20 Elbe-Weser D onau R 26 Inn Weser-Ems 6 4 E 19 München Westlich der Ems 48° 48° 16 I Freiburg 21 9 Thüringer Becken 14 22 25 Iller C Niederrhein-MünsterlandH 29 27 Salzburg Lech 21 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: 31.12.2016. 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 Skjold K Ø Ü N

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

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

A N A12-FA L Dagmar B10-FAB20001 10 Dan O B11-3 11 Alma R B10-1 B11- B11-4 12 2/2a R G A15-A 11 B11-1 Kraka 10 D - Regnar 11 14 15 B13-FA B15-3 14 15 13 14 S DOA-X1 N G C15-1 15 B20008/52 B15-2 55° E 13 R 55° C13-1

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

O B 3 1 1 2 3 1 2 R-1 3 1 2 C Hanze F3-7

E Q-1 H B20008/73 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 E12-3 H9-1 N 10 11 12 10 11 12 W 10 11 12 G11-1 B20008/72 J10-1 54° - J11-1 54° E12-4 D E E13a-1+2 13 14 15 13 14 15 13 U 14 15 C-1 F14a-5 F15-A+B J13-1 T F16-A H15-1 J13-2 S B-2 Helgoland

C Barsfleth e H15-2 16 18 d E17-FA 16B20008/71 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 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 4° M1-3 5° L1-2 D-1 6°M2-1 7°E 8° 9° 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 Greetsiel Emshörn Engerhafe Etzel Deutsche Nordsee Groningen M9 Manslagt Uttum Ameland Groothusen Großes Meer 27 Stand: 31.12.2016 Gez.: B.Herrmann Abb-5 Nordsee_2016.FH11 28

4 Erdöl- und Erdgasproduktion

3 Die Bundesrepublik Deutschland produzierte im 7,8 Mrd. m (Vn) normiertem Reingas mit einem 3 Jahr 2016 2,36 Mio. t Erdöl einschließlich eines Brennwert von Hs = 9,77 kWh/m (Vn) (s. Kap. Kondensatanteils von 0,6 Prozent (Tab. 8). Das 5.3). Das entspricht einer Verringerung um 7,7 entspricht insgesamt einer Verringerung um 2,4 Prozent Rohgas bzw. 8,1 Prozent Reingas ge- Prozent gegenüber 2015. genüber dem Vorjahr.

Die heimische Erdölproduktion in 2016 hat zu Die letztjährige Rohgas- und Erdölgasproduk- 2,2 Prozent zur Deckung des Verbrauchs an tion hat den Gesamtverbrauch an Erdgas in Erdöl in Höhe von 105,7 Mio. t (AGEB 2017) in Deutschland in Höhe von umgerechnet 95,2 Deutschland beigetragen. Mrd. m³ Reingas (AGEB 2017) zu 8,3 Prozent gedeckt. Die Produktion von Erdgas in Deutschland lag 3 2016 bei 8,6 Mrd. m (Vn) Rohgas (Tab. 8) bzw.

4.1 Erdölförderung

Im Berichtsjahr 2016 wurden in Deutschland Im Ländervergleich liegen die wichtigsten Erd- 2,36 Mio. t Erdöl einschließlich 0,6 Prozent ölförderprovinzen Deutschlands in Nord- Kondensat gefördert (Tab. 8). Die Erdölpro- deutschland. Die Ölfelder Schleswig-Holsteins duktion fiel damit um ca. 60 000 t (2,4 Prozent) und Niedersachsens produzierten im Berichts- unter den Wert des Vorjahres (Tab. 9 und zeitraum zusammen 2,1 Mio. t Öl. Das sind fast Anl. 5). 90 Prozent der deutschen Gesamtproduktion. In Schleswig-Holstein fiel die Produktion von Erdöl in 2016 auf 1,3 Mio. t. Das sind 24 000 t

Tab. 8: Erdöl-/Kondensat-, Erdölgas- und Erdgasproduktion (Rohgas) 2016.

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

t % m³(Vn) % m³(Vn) % m³(Vn) % Baden-Württemberg 251 0,0 ------Bayern 37 008 1,6 12 697 030 0,1 1 144 468 1,8 13 841 498 0,2 Brandenburg 9 910 0,4 - - 3 515 770 5,4 3 515 770 0,0 Hamburg 12 772 0,5 - - 323 397 0,5 323 397 0,0 Mecklenburg-Vorpommern 3 677 0,2 - - 586 890 0,9 586 890 0,0 Niedersachsen 802 439 34,1 8 108 286 277 94,2 38 586 077 59,8 8 146 872 354 93,9 Rheinland-Pfalz 187 494 8,0 - - 2 200 870 3,4 2 200 870 0,0 Sachsen-Anhalt - - 423 832 063 4,9 - - 423 832 063 4,9 Schleswig-Holstein 1 301 478 55,3 43 340 542 0,5 18 200 133 28,2 61 540 675 0,7 Thüringen - - 20 068 912 0,2 - - 20 068 912 0,2 Summe 2 355 028 100 8 608 224 824 100 64 557 605 100 8 672 782 429 100 29

weniger als 2015. Der Anteil an der Gesamtför- Rheintal in Rheinland-Pfalz auf den dritten derung liegt hier bei 55,3 Prozent. Auch Nieder- Platz. sachsen produzierte mit 802 439 t rund 15 000 t weniger. Das entspricht einem Anteil an der Ge- Seit 1987 wird von der Bohr- und Förderinsel samtförderung von 34,1 Prozent. In Rheinland- Mittelplate und der Landstation Dieksand in Pfalz sank die Produktion um 15 000 t auf Friedrichskoog Erdöl aus verschiedenen Sand- 187 494 t (Tab. 8). Der Anteil an der Gesamtför- steinlagen des Jura gefördert. Mit 1,3 Mio. t Öl derung liegt damit bei 8 Prozent. aus 28 Förderbohrungen produzierte das Feld 55 Prozent der deutschen Erdölerträge, aller- Nach Regionen aufgeschlüsselt fiel in den klas- dings 2016 rd. 24 000 t weniger als im Vorjahr. sischen Erdölgebieten nördlich der Elbe die Das macht zwar nur 1,8 Prozent der Produktion Produktion um 24 000 t. Auch westlich der Ems aus, entspricht aber der Jahresförderung eines sank die Produktion um 2000 t und im Ober- ganzen Feldes wie Meppen, das in der Produk- rheintal um 15 000 t. tionsstatistik an zehnter Stelle liegt. Die Bohrun- gen von Mittelplate hatten eine durchschnittli- Am Stichtag 31. Dezember 2016 standen wie che Jahresfördermenge von 46 420 t Öl. im Vorjahr 50 Ölfelder in Produktion. Die Zahl der in Betrieb befindlichen Fördersonden ging Im Ölfeld Rühle wird seit 1949 vorwiegend aus um 40 auf nunmehr 991 zurück (Tab. 9). den Sandsteinen des Valangin in den Feldestei- len Rühlermoor und Rühlertwist produziert. Im Die zehn förderstärksten Felder Deutschlands Berichtszeitraum 2016 wurde mit 179 760 t rd. erbrachten zusammen 89,1 Prozent der Ge- 10 000 t mehr Erdöl gefördert als in 2015. 182 samtölförderung in 2016. Die unterschiedlichen Bohrungen standen hier in Förderung, was im Fördermengen der einzelnen Felder sind dabei Durchschnitt einer jährlichen Fördermenge von beachtlich. So lag die jährliche Produktion von 988 t pro Bohrung entspricht. Mittelplate/Dieksand mit 1,3 Mio. t um den Fak- tor sieben höher als die Fördermenge des Das Ölfeld Römerberg im Oberrheintal wurde zweitstärksten Feldes Rühle mit 0,18 Mio. t beim Abteufen einer Geothermiebohrung ge- (Tab. 10 und 12). In über der Hälfte der insge- funden. 2003 stieß die Betreiberfirma in den samt 50 noch fördernden inländischen Felder Gesteinen der Trias unerwartet auf Erdöl. Der- liegen die jährlichen Fördermengen unter zeit sind dort fünf Bohrungen in Betrieb. Im ach- 10 000 t. ten Betriebsjahr wurde die Jahresproduktion mit 166 151 t Öl angegeben. Damit fiel die Förde- Nach wie vor ist damit Mittelplate/Dieksand in rung gegenüber 2015 um 12 108 t. Die Produk- Schleswig-Holstein das förderstärkste Erdölfeld tion entspricht einer Förderleistung von 33 230 t Deutschlands. Auf dem zweiten Platz folgt das Erdöl pro Bohrung und damit zwei Drittel der Feld Rühle in Niedersachsen im Gebiet westlich Kapazität einer Mittelplatebohrung. der Ems. Damit rutscht das Feld Römerberg im

Tab. 9: Erdöl- und Erdölgasförderung 2012 bis 2016.

Jahr Erdöl/Kondensat Erdölgas Felder Fördersonden

Mio. t Mio. m³(Vn) 2012 2,621 78,197 49 1083 2013 2,638 72,743 49 1077 2014 2,430 66,618 50 1066 2015 2,413 64,652 50 1031 2016 2,355 64,558 50 991 30

Tab. 10: Erdölförderung (einschl. Kondensat aus der Erdgasförderung) und Erdölgasförderung der Felder 2016.

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

2016 kumulativ 2016 kumulativ

3 3 Nordsee t t m (Vn) m (Vn) SH A6/B4* 1974 Wintershall 1 707 799 949 - - *

Nördlich der Elbe SH Mittelplate/Dieksand 1980 DEA 1 299 772 33 516 947 18 200 133 464 224 280 28 HH Reitbrook-Alt 1937 ENGIE 2 240 2 595 073 134 115 55 931 158 14 HH Reitbrook-West/Allermöhe 1960 ENGIE 5 242 3 414 085 94 247 53 494 189 7 Kondensat der Erdgasförderung - - - - - aus aufgegebenen Vorkommen - 20 044 746 - 880 593 612 - Summe Gebiet 1 307 254 59 570 851 18 428 495 1 454 243 239 49

Oder/Neiße-Elbe BB Kietz 1987 ENGIE 9 910 295 692 3 515 770 93 928 018 2 MV Lütow 1965 ENGIE 2 173 1 348 679 334 940 645 960 008 3 MV Mesekenhagen (Kirchdorf-) 1988 ENGIE 1 504 116 969 251 950 27 424 830 2 Kondensat der Erdgasförderung - - - - - aus aufgegebenen Vorkommen - 1 554 781 - 613 914 857 - Summe Gebiet 13 587 3 316 120 4 102 660 1 381 227 713 7

Elbe-Weser NI Eddesse(-Nord)/Abbensen 1876 ENGIE 1 612 897 922 24 338 16 677 396 13 NI Eldingen 1949 EMPG 6 810 3 335 278 54 775 27 206 227 18 NI Hankensbüttel 1954 D / EM 18 779 15 082 713 410 780 369 713 296 22 NI Höver 1956 ENGIE 1 255 355 621 60 115 12 799 656 9 NI Knesebeck 1958 ENGIE 9 372 3 484 418 113 516 28 518 925 14 NI Lehrte 1952 5P - 449 559 - 19 089 651 - NI Lüben 1955 EMPG 6 160 1 953 618 153 130 11 007 172 5 NI Lüben-West/Bodenteich 1958 EMPG 8 833 569 963 203 000 5 555 213 8 NI Nienhagen 1861 EM / W 5 547 6 966 634 41 902 2 934 010 5 NI Ölheim-Süd 1968 ENGIE 6 647 1 563 899 576 661 85 934 569 19 NI Rühme 1954 EMPG 17 855 2 284 345 62 887 20 711 031 33 HH/NI Sinstorf 1960 ENGIE 6 183 3 024 105 111 087 54 273 030 4 NI Thönse (Jura)* 1952 EMPG 2 990 130 118 - - * NI Vorhop 1952 D / EN 15 314 3 016 675 1 411 153 185 851 973 22 Kondensat der Erdgasförderung 2 957 184 379 - - - aus aufgegebenen Vorkommen - 34 225 868 - 1 306 836 605 - Summe Gebiet 110 316 77 525 114 3 223 344 2 147 108 754 172

Weser-Ems NI Barenburg 1953 EMPG 29 910 7 087 417 3 492 030 529 700 072 29 NI Bockstedt 1954 Wintershall 14 582 3 648 967 264 054 68 924 089 14 NI Börger/Werlte 1977 ENGIE 47 128 675 2 462 6 414 561 0 NI Bramberge 1957 ENGIE 77 455 19 979 205 6 492 632 1 104 008 633 36 NI Düste/Aldorf (Jura) 1952 Wintershall 4 809 2 695 352 166 872 130 102 382 8 NI Düste/Wietingsmoor (Valendis) 1954 EM / W 9 743 3 976 096 665 014 85 774 978 20 NI Groß Lessen 1969 EMPG 11 345 3 472 664 928 117 95 526 595 5 NI Hagen 1957 EMPG 694 140 722 23 716 11 049 128 1 NI Harme 1956 EMPG 84 343 874 25 121 51 499 315 - NI Hemmelte-West 1951 EMPG 4 113 2 306 242 387 882 222 632 697 10 NI Liener/Garen 1953 EMPG 1 050 121 393 24 822 7 256 143 3

BB: Brandenburg, BY: Bayern, HH: Hamburg, MV: Mecklenburg-Vorpommern, NI: Niedersachsen, RP: Rheinland-Pfalz, SH: Schleswig-Holstein; *Erdgasfeld mit Kondensatförderung größer 1000 t/a, vgl. Tabelle 14. Sondenanzahl zum Stichtag 31. Dezember 2016 31

Fortsetzung Tab. 10

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

2016 kumulativ 2016 kumulativ

3 3 Fortsetzung Weser-Ems t t m (Vn) m (Vn) NI Löningen 1960 EMPG 5 782 745 350 780 610 356 761 781 6 NI Matrum 1982 EMPG 1 833 191 052 592 163 21 271 515 4 NI Siedenburg 1957 EMPG 4 908 1 104 518 218 815 63 258 497 9 NI Sögel 1983 ENGIE - 28 825 - 1 457 211 - NI Sulingen (Valendis) 1973 EMPG 51 1 026 435 - 28 270 095 - NI Voigtei 1953 EMPG 11 647 4 201 571 310 299 354 340 574 43 NI Wehrbleck/Wehrbleck-Ost 1957 EMPG 10 506 2 739 255 1 432 787 294 547 235 13 NI Welpe/Bollermoor 1957 EMPG 3 844 1 994 542 1 003 051 554 586 613 8 Kondensat der Erdgasförderung 421 76 730 - - - aus aufgegebenen Vorkommen - 3 737 836 - 264 482 943 - Summe Gebiet 192 825 59 746 720 16 810 447 4 251 865 057 209

Westlich der Ems NI Adorf 1948 ENGIE 7 233 1 780 860 294 459 60 938 363 4 NI Emlichheim 1944 Wintershall 153 317 10 752 756 1 790 622 152 192 342 121 NI Georgsdorf 1944 EMPG 80 691 19 157 832 4 617 962 1 786 888 476 114 NI Meppen 1960 EMPG 21 546 3 280 518 1 066 655 153 026 018 17 NI Ringe 1998 ENGIE 42 482 377 207 586 022 6 212 160 3 NI Rühle 1949 EM / EN / W 179 760 34 875 544 7 927 384 1 699 656 470 182 NI Scheerhorn 1949 ENGIE 18 747 8 944 318 2 364 217 530 887 538 33 Kondensat der Erdgasförderung 814 350 250 - - - aus aufgegebenen Vorkommen - 3 196 059 - 644 231 900 - Summe Gebiet 504 589 82 715 344 18 647 321 5 034 033 267 474

Oberrheintal RP Eich-Königsgarten 1983 EMPG 4 403 1 384 472 103 100 30 821 028 9 RP Landau 1955 Wintershall 16 536 4 534 573 214 356 17 740 725 53 RP Römerberg 2003 ENGIE 166 151 1 157 766 1 681 073 10 311 360 5 RP Rülzheim 1984 Wintershall 403 42 035 202 341 14 824 546 1 Kondensat der Erdgasförderung - - - - - aus aufgegebenen Vorkommen - 1 641 345 - 36 195 778 - Summe Gebiet 187 494 8 760 192 2 200 870 109 893 437 68

Alpenvorland BY Aitingen 1976 Wintershall 28 769 1 562 331 1 065 857 97 818 667 8 BY Hebertshausen 1981 DEA 1 727 150 891 - 1 1 BY Schwabmünchen 1968 Wintershall 6 498 52 995 78 611 758 897 3 Kondensat der Erdgasförderung 265 24 167 - - - aus aufgegebenen Vorkommen - 8 428 064 - 2 381 261 580 - Summe Gebiet 37 258 10 218 447 1 144 468 2 479 839 145 12

Kondensat der Erdgasförderung Thüringer Becken - 32 657 - - -

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

Summe Deutschland 2 355 028 302 711 772 64 557 605 16 876 032 612 991

D: DEA, EM: EMPG, EN: ENGIE, W: Wintershall 5P: 5P Energy GmbH, DEA: DEA Deutsche Erdoel AG, EMPG: ExxonMobil Production Deutschland GmbH, ENGIE: ENGIE E&P Deutschland GmbH, Wintershall: Wintershall Holding GmbH 32

An vierter Stelle steht das Ölfeld Emlichheim im Fließfähigkeit des Öls in den Lagerstätten der Emsland, das vorwiegend aus dem Bentheim- Felder Rühle, Georgsdorf und Emlichheim mit Sandstein des Valangin produziert. Im Berichts- Hilfe von Dampf- und Heiß-/Warmwasserflutun- zeitraum 2016 wurden 153 317 t Erdöl geför- gen erhöht. Damit wird verbliebenes Öl in der dert, 7376 t weniger als 2015. Jede der 121 För- Lagerstätte mobilisiert. dersonden in Emlichheim erbrachte eine durchschnittliche Leistung von 1267 t Erdöl pro Jahr. In einer Scholle des Feldes Bockstedt läuft seit Die Produktion aller weiteren Ölfelder liegt unter einiger Zeit ein Wasserflutprojekt unter Testbe- 100 000 t pro Jahr. dingungen. Dem Flutwasser wird ein biologisch abbaufähiges Biopolymer auf Basis eines Pil- Zur Steigerung des Ausbeutegrades werden in zes beigegeben. Dieses verdickt das durchflu- einigen Erdölfeldern tertiäre Fördermaßnah- tende Medium stark und optimiert so den Flut- men angewendet. Im Rahmen dieser „Enhan- prozess. ced Oil Recovery (EOR)“-Maßnahmen wird die

Tab. 11: Verteilung der Erdölförderung 2014 bis 2016 auf die Produktionsgebiete.

Gebiet 2014 2015 2016 kumulativ

t % t % t % t % Nordsee 5 759 0,2 2 161 0,1 1 707 0,1 799 949 0,3 Nördlich der Elbe 1 345 022 55,4 1 331 161 55,2 1 307 254 55,5 59 570 851 19,7 Oder/Neiße-Elbe 13 584 0,6 13 040 0,5 13 587 0,6 3 316 120 1,1 Elbe-Weser 119 780 4,9 117 835 4,9 110 316 4,7 77 525 114 25,6 Weser-Ems 209 184 8,6 199 243 8,3 192 825 8,2 59 746 720 19,7 Westlich der Ems 501 245 20,6 506 408 21,0 504 589 21,4 82 715 344 27,3 Thüringer Becken ------49 346 0,0 Niederrhein-Münsterland ------9 688 0,0 Oberrheintal 192 497 7,9 202 344 8,4 187 494 8,0 8 760 192 2,9 Alpenvorland 42 717 1,8 40 451 1,7 37 258 1,6 10 218 447 3,4 Summe 2 429 789 100 2 412 643 100 2 355 028 100 302 711 772 100

Tab. 12: Jahresförderungen 2015 und 2016 der förderstärksten Erdölfelder.

Lagerstätte (Land) 2015 2016 kumulativ Fördersonden

t % t % t % in 2016 Mittelplate/Dieksand (SH) 1 323 554 54,9 1 299 772 55,2 33 516 947 11,1 28 Rühle (NI) 170 044 7,0 179 760 7,6 34 875 544 11,5 182 Römerberg (RP) 178 259 7,4 166 151 7,1 1 157 766 0,4 5 Emlichheim (NI) 160 693 6,7 153 317 6,5 10 752 756 3,6 121 Georgsdorf (NI) 80 325 3,3 80 691 3,4 19 157 832 6,3 114 Bramberge (NI) 79 897 3,3 77 455 3,3 19 979 205 6,6 36 Ringe (NI) 41 393 1,7 42 482 1,8 377 207 0,1 3 Barenburg (NI) 28 011 1,2 29 910 1,3 7 087 417 2,3 29 Aitingen (BY) 30 582 1,3 28 769 1,2 1 562 331 0,5 8 Meppen (NI) 20 286 0,8 21 546 0,9 3 280 518 1,1 17

Prozentangaben: Anteil an der Inlandsförderung 33

Chemische EOR-Verfahren oder CO2- 7 Prozent. Das Feld Römerberg im Rheintal för- Flutungen werden in Deutschland nicht ange- dert aus diesen Gesteinsschichten. Die Lager- wendet. stätten des Malm, Tertiär sowie des Perm folgen mit 3, 2 bzw. 1 Prozent (Anl. 7 und 9). Die EOR-Maßnahmen hatten in 2016, bezogen auf die inländische Reinöl-Gesamtförderung in Erdgaskondensat ist ein flüssiges Begleitpro- Höhe von 2,4 Mio. t, einen Anteil von 12 Pro- dukt, das bei der Erdgasgewinnung anfällt. Der zent. Damit gab es nur geringe Änderungen ge- Kondensatanteil an der deutschen Erdölförde- genüber dem Vorjahr mit 11,7 Prozent. Der rung betrug im Berichtsjahr 13 270 t. Das ent- durch Tertiärmaßnahmen geförderte Anteil an spricht 0,6 Prozent der Gesamtölförderung. 13 der Gesamtförderung in den Thermalprojekten Prozent der heimischen Kondensatförderung lag 2016 bei rund 94,5 Prozent. fallen im Gasfeld A6/B4 in der deutschen Nord- see an (Tab. 10 und 11). Der Förderanteil von Erdöl aus Sandsteinen des Dogger (Jura) blieb in 2016 wie in den Vor- Bis Ende 2016 sind in Deutschland kumulativ jahren bei 62 Prozent. Die mit Abstand größte ca. 303 Mio. t Erdöl gefördert worden. Dies ent- Fördermenge kam hier aus dem Feld Mittel- spricht 34 Prozent der geschätzten ursprüngli- plate/Dieksand im schleswig-holsteinischen chen Gesamtmenge von ca. 883 Mio. t Öl in al- Wattenmeer. Die Sandsteine der Unterkreide len deutschen Lagerstätten zusammen sind der zweitwichtigste Trägerhorizont für (Anl. 13). Von dieser Gesamtmenge ist aber in Erdöl in Deutschland. Ihr Förderanteil blieb in Abhängigkeit von der Ölqualität und der Reser- 2016 unverändert bei 25 Prozent. Aus diesen voireigenschaften der einzelnen Lagerstätten Gesteinen produzieren die Felder des Emslan- nur ein Teil förderbar. des, wie z.B. Rühle, Bramberge und Georgs- dorf. Der Förderanteil von Erdöl aus den Gestei- nen der Trias verblieb in 2016 wie im Vorjahr bei

4.2 Erdgasförderung

Im Berichtsjahr 2016 wurden in Deutschland auf 4,0 Mrd. m³(Vn). Im Gebiet Elbe-Weser wur-

8,6 Mrd. m³(Vn) Rohgas bzw. 7,8 Mrd. m³(Vn) den 3,7 Mrd. m³(Vn) Rohgas gefördert und da-

Reingas gefördert (Tab. 8). Die Erdgasproduk- mit 0,3 Mrd. m³(Vn) weniger als im Vorjahr. Die tion fiel damit insgesamt um 0,7 Mrd. m³(Vn) Reingasförderung ging um 0,3 Mrd. m³(Vn) auf

Rohgas wie auch 0,7 Mrd. m³(Vn) normiertes 3,5 Mrd. m³(Vn) gegenüber 2015 zurück.

Reingas mit einem Brennwert von Hs = 9,77 3 kWh/m (Vn) (s. Kap. 5.3). Das entspricht einer In 2016 wurden zusätzlich noch rund 65 Mio. 3 Abnahme um 7,7 Prozent Rohgas bzw. 8,1 Pro- m (Vn) Erdölgas gewonnen. Erdölgas ist ein Be- zent Reingas gegenüber dem Vorjahr (Tab. 13 gleitprodukt, das bei der Erdölgewinnung an- und Anl. 6). Der Rückgang der Produktion ist im fällt. Es wird vor allem in Niedersachsen (60 Wesentlichen auf die zunehmende Erschöp- Prozent) und Schleswig-Holstein (28 Prozent), fung der großen Lagerstätten und damit einher- gefolgt von Brandenburg mit 5 Prozent produ- gehend deren natürlichen Förderabfall zurück- ziert (Tab. 8). zuführen. Im Berichtszeitraum standen insgesamt 77 Erd- Im Ländervergleich liegt die zentrale Erd- gasfelder in Produktion. Die Anzahl der am gasprovinz Deutschlands in Niedersachsen. Stichtag 31. Dezember 2016 fördernden Son-

Hier wurden 8,1 Mrd. m³(Vn) Rohgas gefördert. den ist von 476 im Vorjahr auf 469 gefallen

Das sind 0,73 Mrd. m³(Vn) oder 8,2 Prozent we- (Tab. 13). niger als im Vorjahr. Der Anteil Niedersachsens an der Rohgasförderung Deutschlands beträgt Analog zu den Vorjahren kamen auch in 2016 94,2 Prozent. Die Reingasförderung wurde für wieder zwei Drittel der gesamten Jahresförde-

Niedersachsen mit 7,5 Mrd. m³(Vn) angegeben. rung von Erdgas in Deutschland aus den zehn

Das sind 0,7 Mrd. m³(Vn) oder 8,3 Prozent we- ergiebigsten Feldern (Tab. 16). niger als im Vorjahr. Der Anteil an der Reingas- förderung Deutschlands beträgt 96,9 Prozent. Der Feldeskomplex Rotenburg/Taaken ist das Das einheimische Erdgas ist somit ein bedeu- förderstärkste deutsche Gasfeld (Tab. 14 und tender Wirtschaftsfaktor für das Land Nieder- 16). Dort wurden im Berichtszeitraum 1,1 3 sachsen. Andere Bundesländer tragen nur mar- Mrd. m (Vn) Rohgas gefördert. Es folgt das Feld ginal zur Gasförderung bei (Tab. 14 und 15). Völkersen/Völkersen-Nord mit knapp 1,0 Mrd. 3 m (Vn) Gas. Beide Felder fördern aus dem Rot- Regional betrachtet wurden im Gebiet Weser- liegend. An dritter Stelle folgt Goldenstedt/Vis- 3 Ems 4,7 Mrd. m³(Vn) Rohgas gefördert, was ei- bek mit ca. 0,9 Mrd. m (Vn) Gas aus dem Zech- nem Rückgang von 0,4 Mrd. m³(Vn) entspricht. stein (Tab. 16).

Die Reingasförderung fiel um 0,3 Mrd. m³(Vn)

Tab. 13: Erdgas- und Erdölgasförderung 2012 bis 2016.

Jahr Erdgas Erdölgas Gesamt (Naturgas) Felder Fördersonden

1000 m³(Vn) 1000 m³(Vn) 1000 m³(Vn) 2012 11 705 661 78 197 11 783 857 81 497 2013 10 677 869 72 743 10 750 612 78 498 2014 10 060 025 66 618 10 126 643 77 494 2015 9 322 973 64 652 9 387 624 77 476 2016 8 608 225 64 558 8 672 782 77 469 35

Tab. 14: Erdgasförderung der Felder 2016 (Rohgas ohne Erdölgas).

Land Feld Fundjahr Operator Erdgasförderung Sonden

2016 kumulativ

3 3 Nordsee m (Vn) m (Vn) SH A6 / B4 1974 Wintershall 43 340 542 9 307 530 166 3

Elbe-Weser NI Alfeld-Elze / Hildesheimer Wald 1972 5P 29 800 360 1 905 857 568 1 NI Becklingen 1985 DEA 17 214 214 1 288 248 368 2 NI Böstlingen 2012 EMPG 12 983 611 207 385 452 1 NI Dethlingen 1971 D / EM 98 302 579 23 789 475 876 3 NI Einloh 1988 EMPG - 291 027 500 - NI Hamwiede 1968 EMPG 43 290 363 2 548 193 281 2 NI Husum / Schneeren 1986 EM / EN 156 367 674 11 618 947 881 8 NI Imbrock 1995 EMPG 28 882 628 1 053 781 811 2 NI Lüchow / Wustrow 1966 ENGIE 57 250 10 631 465 606 - NI Ostervesede / -SW 1983 EMPG - 150 277 766 - NI Rotenburg / Taaken 1982 D / EM 1 083 224 354 61 537 013 104 27 ST Salzwedel (Altmark / Sanne / Wenze) 1968 ENGIE 423 832 063 211 179 266 789 135 NI Söhlingen 1980 EMPG 392 261 786 41 904 541 562 18 NI Soltau / Friedrichseck 1984 EMPG 29 630 135 6 407 273 618 1 NI Thönse (Jura) 1952 EMPG 46 765 867 2 736 470 879 5 NI Thönse (Rhät) 1952 EMPG 13 573 055 1 404 059 661 1 NI Völkersen / Völkersen-Nord 1992 DEA 975 844 268 22 020 828 797 15 NI Walsrode / Idsingen 1980 EMPG 222 947 985 14 416 043 658 10 NI Wardböhmen / Bleckmar 1987 DEA 47 085 711 1 757 490 899 2 NI Weissenmoor 1996 DEA 116 387 465 1 994 673 384 2 aus aufgegebenen Vorkommen - 2 021 226 532 - Summe Gebiet 3 738 451 368 420 863 549 992 235

Weser-Ems NI Apeldorn 1963 ENGIE 121 844 290 5 878 871 020 3 NI Bahrenborstel / Burgmoor / Uchte (Z) 1962 EMPG 450 303 483 19 172 892 429 9 NI Bahrenborstel / Uchte (Buntsandstein) 1962 EMPG 66 915 889 4 060 012 510 3 NI Barenburg / Buchhorst (Buntsandstein) 1959 EMPG 64 100 524 6 370 058 059 4 NI Barenburg / Buchhorst (Zechstein) 1959 EMPG 56 217 958 17 076 325 362 3 NI Barrien 1964 Wintershall 42 557 710 12 780 935 415 6 NI Brettorf / Brinkholz / Neerstedt 1977 EMPG 204 448 803 11 234 499 251 5 NI Cappeln (Karbon) 1970 EMPG 15 869 980 478 048 666 2 NI Cappeln (Zechstein) 1970 EMPG 52 048 395 8 601 784 127 3 NI Deblinghausen 1958 EMPG 217 613 566 4 507 805 764 3 NI Dötlingen 1965 EMPG 32 771 624 17 534 187 859 3 NI Düste (Buntsandstein) 1957 Wintershall 9 459 866 913 613 887 5 NI Düste (Karbon) 1957 Wintershall - 29 479 065 - NI Goldenstedt (Buntsandstein) 1959 EMPG 3 140 126 1 324 092 891 1 NI Goldenstedt / Oythe (Karbon) 1959 EMPG 266 323 359 4 593 687 420 5 NI Goldenstedt / Visbek (Zechstein) 1962 EMPG 868 801 501 63 811 932 026 21 NI Greetsiel / Leybucht 1972 EM / EN 8 023 995 2 559 306 947 2 NI Großes Meer 1978 ENGIE - 422 906 870 - NI Hemmelte (Buntsandstein) 1964 EMPG 594 891 222 731 220 1 NI Hemmelte / Kneheim / Vahren (Z) 1980 EMPG 406 074 197 35 683 378 011 11 NI Hengstlage (Buntsandstein) 1963 EMPG 162 908 608 64 569 706 570 11 NI Hengstlage / Sage / Sagermeer (Z) 1968 EMPG 197 331 770 26 418 335 747 13 NI Klosterseelte / Kirchseelte / Ortholz 1985 EMPG 123 343 411 16 250 784 289 2 NI Kneheim (Buntsandstein) 1985 EMPG 4 084 004 192 735 834 1 NI Leer 1984 ENGIE 26 086 107 805 066 935 1 NI Löningen-W. / Holte / Menslage-Westr. 1961 EMPG - 463 801 555 - NI Neubruchhausen 1993 EMPG - 384 327 462 - NI Rehden (Buntsandstein) 1952 Wintershall 11 959 154 2 636 144 739 7 NI Rehden (Karbon) 1952 Wintershall 40 231 407 8 715 396 423 4 NI Rehden (Zechstein, Gasspeicher) 1952 Wintershall - 6 121 098 906 - NI Siedenburg / Staffhorst (Buntsandst.) 1963 EM / W 124 363 037 14 950 021 324 9 NI Siedenburg / Staffhorst (Zechstein) 1963 EM / W 77 018 481 32 646 285 578 7 NI Siedenburg-West / Hesterberg 1964 EMPG 367 895 001 29 700 244 656 10 BY: Bayern, NI: Niedersachsen, SH: Schleswig-Holstein, ST: Sachsen-Anhalt, TH: Thüringen Die Angabe der Sondenanzahl bezieht sich auf den Stichtag 31. Dezember 2016 36

Fortsetzung Tab. 14

Land Feld Fundjahr Operator Erdgasförderung Sonden

2016 kumulativ

3 3 Fortsetzung Weser-Ems m (Vn) m (Vn) NI Staffhorst-Nord / Päpsen 1973 Wintershall 42 975 992 1 198 745 516 3 NI Uphuser Meer 1981 ENGIE 4 456 746 204 892 740 1 NI Uttum 1970 EMPG 31 456 689 1 408 565 317 1 NI Varenesch 1992 EMPG 3 753 874 140 028 472 1 NI Varnhorn (Karbon) 1968 EMPG 2 470 554 94 114 460 1 NI Varnhorn / Quaadm./ Wöstendöllen … 1968 EMPG 494 815 426 28 632 260 666 13 NI Wietingsmoor (Karbon) 1968 EMPG 30 464 513 793 638 825 1 NI Wietingsmoor (Zechstein) 1968 EMPG 18 508 656 4 605 496 658 2 aus aufgegebenen Vorkommen - 82 426 067 090 - Summe Gebiet 4 651 233 587 540 614 308 561 178

Westlich der Ems NI Adorf (Buntsandstein) 1959 ENGIE 9 038 920 769 461 968 1 NI Adorf / Dalum /Ringe (Zechstein) 1955 EM / EN - 2 696 468 711 - NI Annaveen 1963 EMPG - 764 950 084 - NI Bentheim 1938 ENGIE 2 413 919 3 558 588 347 1 NI Emlichheim (Karbon) 1956 Wintershall 4 035 456 961 632 030 2 NI Emlichheim (Zechstein) 1956 Wintershall 6 236 588 3 303 547 495 3 NI Emlichheim-Nord / Laarwald (Karbon) 1967 Wintershall 2 860 285 247 384 459 1 NI Emlichheim-Nord / Laarwald (Zechst.) 1967 Wintershall 748 2 907 886 942 0 NI Fehndorf 1965 Wintershall 9 665 144 1 013 637 018 2 NI Frenswegen 1951 ENGIE 2 075 376 261 801 138 1 NI Itterbeck-Halle (Zechstein) 1951 ENGIE 3 188 725 1 355 474 509 2 NI Itterbeck-Halle / Getelo (Karbon) 1951 ENGIE 34 873 411 5 717 341 799 6 NI Kalle (Karbon) 1958 ENGIE - 534 361 600 - NI Kalle (Zechstein) 1958 ENGIE 7 030 198 3 460 017 332 1 NI Ratzel (Buntsandstein) 1964 ENGIE - 2 256 800 - NI Ratzel (Karbon) 1965 ENGIE - 436 967 600 - NI Ratzel (Zechstein) 1959 ENGIE 3 797 584 911 112 987 1 NI Ringe (Karbon) 1998 ENGIE 32 937 122 830 075 249 1 NI Rütenbrock (Rotliegend) 1969 Wintershall 7 312 972 667 222 786 2 NI Rütenbrock (Zechstein) 1969 Wintershall 4 565 218 2 824 597 389 1 NI Wielen (Karbon) 1959 ENGIE 535 700 328 430 574 1 NI Wielen (Zechstein) 1959 ENGIE 11 866 019 3 202 843 697 2 aus aufgegebenen Vorkommen - 3 160 501 175 0 Summe Gebiet 142 433 385 39 916 561 688 30

Thüringer Becken TH Fahner Höhe 1960 ENGIE 1 459 982 98 016 191 4 TH Kirchheilingen 1958 ENGIE 478 188 301 667 736 4 TH Langensalza-Nord 1935 ENGIE 2 709 955 285 170 841 6 TH Mühlhausen 1932 ENGIE 15 420 787 2 031 409 759 9 aus aufgegebenen Vorkommen - 3 588 258 048 - Summe Gebiet 20 068 912 6 304 522 575 23

Alpenvorland BY Assing 2009 RAG - 1 197 709 - BY Inzenham-West 1971 DEA 12 697 030 1 028 645 980 2 aus aufgegebenen Vorkommen - 16 542 874 284 - Summe Gebiet 12 697 030 17 572 717 973 2

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 8 608 224 824 1 037 059 281 840 469

D: DEA, EM: EMPG, EN: ENGIE, W: Wintershall 5P: 5P Energy GmbH, DEA: DEA Deutsche Erdoel AG, EMPG: ExxonMobil Production Deutschland GmbH, ENGIE: ENGIE E&P Deutschland GmbH, RAG: Rohöl-Aufsuchungs Aktiengesellschaft, Wintershall: Wintershall Holding GmbH 37

Aus dem Feldeskomplex Salzwedel (Alt- Brennwert“ (s. Kap. 5.3) liegt. Die Reingas- mark/Sanne/Wenze) sind bis Ende 2016 insge- menge betrug demnach nur rund 153 Mio. 3 3 samt mehr als 211 Mrd. m (Vn) Rohgas geför- m (Vn) (BVEG 2017). dert worden. Dies entspricht mehr als einem Fünftel der Kumulativproduktion Deutschlands Das einzige deutsche Offshore-Erdgasfeld in und der höchsten Gesamtförderung aller deut- der Nordsee, A6/B4, produzierte in 2016 rund 3 schen Felder. 2016 standen in diesem Feld 135 43 Mio. m (Vn) hochkalorisches Rohgas aus Sonden in Betrieb die insgesamt 424 Mio. drei Bohrungen. Damit fiel die Förderung ge- 3 m (Vn) Rohgas förderten. Gegenüber dem Vor- genüber dem Vorjahr um 29 Prozent. Aufgrund 3 jahr mit 400 Mio. m (Vn) bedeutet das eine Stei- des hohen durchschnittlichen Brennwertes von 3 gerung um 6 Prozent. Das Erdgas aus den Rot- 11,9 kWh/m (Vn) lag die Reingasförderung von 3 liegend-Lagerstätten des Feldeskomplexes A6/B4 umgerechnet bei 63 Mio. m (Vn) (BVEG Salzwedel weist allerdings einen hohen Stick- 2017). Zusätzlich fielen hier im Rahmen der stoffanteil auf und besitzt daher einen ver- Erdgasförderung 1707 t Erdgaskondensat an. gleichsweise geringen durchschnittlichen Ener- gieinhalt, der deutlich unter dem „Groningen-

Tab. 15: Verteilung der Erdgasförderung (Rohgas) 2014 bis 2016 auf die Produktionsgebiete.

Gebiet 2014 2015 2016 kumulativ

1000 m³(Vn) % 1000 m³(Vn) % 1000 m³(Vn) % 1000 m³(Vn) % Nordsee 119 571 1,2 61 150 0,7 43 341 0,5 9 307 530 0,9 Nördlich der Elbe ------231 000 0,0 Oder/Neiße-Elbe ------947 603 0,1 Elbe-Weser 4 159 494 41,3 4 053 998 43,5 3 738 451 43,4 420 863 550 40,6 Weser-Ems 5 586 165 55,5 5 014 016 53,8 4 651 234 54,0 540 614 309 52,1 Westlich der Ems 168 448 1,7 162 691 1,7 142 433 1,7 39 916 562 3,8 Thüringer Becken 19 800 0,2 20 208 0,2 20 069 0,2 6 304 523 0,6 Niederrhein-Münsterland - - - - - 248 998 0,0 Oberrheintal ------1 052 490 0,1 Alpenvorland 6 548 0,1 10 909 0,1 12 697 0,1 17 572 718 1,7 Summe 10 060 025 100 9 322 973 100 8 608 225 100 1 037 059 282 100

Tab. 16: Jahresförderungen 2015 und 2016 der förderstärksten Erdgasfelder.

Lagerstätte (Land) 2015 2016 kumulativ Fördersonden

1000 m³(Vn) % 1000 m³(Vn) % 1000 m³(Vn) % in 2016 Rotenburg/Taaken (NI) 1 171 182 12,6 1 083 224 12,6 61 537 013 5,9 27 Völkersen (NI) 1 092 418 11,7 975 844 11,3 22 020 829 2,1 15 Goldenstedt/Visbek (NI) 979 002 10,5 868 802 10,1 63 811 932 6,2 21 Varnhorn/Quaadmoor/… (NI) 543 614 5,8 494 815 5,7 28 632 261 2,8 13 Bahrenbor./Burgmoor/Uchte (NI) 441 981 4,7 450 303 5,2 19 172 892 1,8 9 Salzwedel (ST) 399 501 4,3 423 832 4,9 211 179 267 20,4 135 Hemmelte/Kneheim/Vahren (NI) 448 430 4,8 406 074 4,7 35 683 378 3,4 11 Söhlingen (NI) 442 947 4,8 392 262 4,6 41 904 542 4,0 18 Siedenburg-West/Hesterberg (NI) 414 459 4,4 367 895 4,3 29 700 245 2,9 10 Goldenstedt/Oythe (NI) 279 114 3,0 266 323 3,1 4 593 687 0,4 5

Prozentangaben: Anteil an der Inlandsförderung 38

5 Erdöl- und Erdgasreserven

5.1 Erdölreserven am 1. Januar 2017

Die an das LBEG berichteten geschätzten si- Vorjahr. Im Oberrheintal hingegen sanken die cheren und wahrscheinlichen Erdölreserven in ausgewiesenen Reserven um 1,2 Mio. t. Auch Deutschland (s. Kap 5.3) beliefen sich am 1. Ja- in den alten Förderregionen westlich der Ems nuar 2017 auf 31,8 Mio. t Erdöl und liegen damit fielen die Reserven um 1,3 Mio. t sowie zwi- um 2,1 Mio. t oder 6,2 Prozent unter denen des schen Weser und Ems um 317 000 t (Tab. 17). Vorjahres (Tab. 17 und Anl. 11). Die Verände- rungen der ausgewiesenen Reserven der ein- Im Ländervergleich lagerten nach den derzei- zelnen Felder wurden von den Unternehmen tigen Berechnungen mit 16,2 Mio. t Erdöl die mit der entnommenen Fördermenge und dem größten Reserven in Schleswig-Holstein und anhaltend niedrigen Ölpreis begründet. In eini- damit um 652 000 t (4,2 Prozent) mehr als im gen Feldern führten Neubewertungen aber Vorjahr. Das sind 50,8 Prozent der deutschen auch zur Anhebung der Reserven. Erdölreserven. In Rheinland-Pfalz hingegen fielen die Reserven um 1,2 Mio. t auf 7,9 Mio. t. Regional betrachtet lagerten am Stichtag 1. Ja- Damit lagern hier 24,9 Prozent der Reserven. nuar 2017 nach wie vor die größten sicheren Für Niedersachsen wurden mit 6,7 Mio. t Erdöl und wahrscheinlichen Erdölreserven in Nord- 1,67 Mio. t weniger gemeldet. Somit liegt Nie- deutschland. Im Raum nördlich der Elbe stiegen dersachsen mit 21,1 Prozent auf dem dritten die Reserven um 0,5 Mio. t gegenüber dem Platz (Tab. 17).

Tab. 17: Erdölreserven am 1. Januar 2017 aufgeteilt nach Bundesländern und Gebieten.

Bundesland/Gebiet Reserven am 1. Januar 2016 Produktion Reserven am 1. Januar 2017

sicher wahrsch. gesamt 2016 sicher wahrsch. gesamt

Mio. t Mio. t Mio. t Mio. t Mio. t Mio. t Mio. t Bundesland Bayern 0,240 0,027 0,266 0,037 0,258 0,052 0,310 Brandenburg 0,065 0,025 0,090 0,010 0,183 0,087 0,270 Hamburg 0,002 0,523 0,525 0,013 0,004 0,419 0,423 Mecklenburg-Vorpommern 0,006 0,023 0,028 0,004 0,000 0,037 0,037 Niedersachsen 6,463 1,924 8,387 0,802 5,238 1,478 6,716 Rheinland-Pfalz 4,096 5,032 9,128 0,187 2,788 5,135 7,923 Schleswig-Holstein 9,453 6,053 15,506 1,301 9,697 6,460 16,158

Gebiet Nordsee 0,003 0,000 0,004 0,002 0,003 0,000 0,004 Nördlich der Elbe 9,450 6,520 15,969 1,307 9,696 6,792 16,488 Oder/Neiße-Elbe 0,070 0,048 0,118 0,014 0,183 0,124 0,306 Elbe-Weser 0,713 0,312 1,024 0,110 0,671 0,315 0,986 Weser-Ems 1,955 0,517 2,472 0,193 1,755 0,400 2,155 Westlich der Ems 3,797 1,152 4,948 0,505 2,814 0,850 3,664 Oberrheintal 4,096 5,032 9,128 0,187 2,788 5,135 7,923 Alpenvorland 0,240 0,027 0,266 0,037 0,258 0,052 0,310

Summe Deutschland 20,323 13,606 33,930 2,355 18,168 13,667 31,835

Summe der Produktion inkl. Baden-Württemberg. Anteil im oberen Teil der Tabelle nicht enthalten, da keine Reserven. 39

Der Vergleich der aktuellen Reserven mit den Lagerstätten und ist deshalb nicht als Prog- Reserven des Vorjahres zeigt, dass ein kleiner nose, sondern als Momentaufnahme und statis- Teil der Fördermenge in 2016, und zwar etwa tische Orientierungsgröße anzusehen (Anl. 12). 0,3 Mio. t, durch zusätzliche Reserven ersetzt werden konnte. Nach geologischen Formationen gestaffelt befanden sich am Stichtag der Reservenschät- Der Reserven-/Verbrauchsquotient aus den zung 55 Prozent der verbleibenden Erdölreser- sicheren und wahrscheinlichen Erdölreserven ven deutscher Lagerstätten in Sandsteinen des und der letztjährigen Fördermenge verringerte Mittleren Jura, 24 Prozent in Gesteinen der sich zum Stichtag der Reservenberechnung auf Trias und 15 Prozent in der Unterkreide. Die 13,5 Jahre gegenüber dem letztjährigen Wert restlichen Erdölreserven verteilten sich auf von 14,1 Jahren. Der Reserven-/Verbrauchs- Speichergesteine im Oberen Jura (1,6 Prozent), quotient (früher statische Reichweite) berück- im Tertiär (1,5 Prozent) sowie im Zechstein (1 sichtigt nicht den natürlichen Förderabfall der Prozent) und der Oberkreide (0,8 Prozent) (Anl. 8 und 9).

5.2 Erdgasreserven am 1. Januar 2017

Am 1. Januar 2017 betrug die Summe der ge- verteilen sich hauptsächlich auf die Gebiete 3 schätzten sicheren und wahrscheinlichen Erd- Elbe-Weser mit 33,5 Mrd. m (Vn) und Weser- 3 3 gasreserven Deutschlands 70,1 Mrd. m (Vn) Ems mit 30,7 Mrd. m (Vn). Hier sind 0,2 bzw. 3 Rohgas. Damit verringerten sich die Reserven 1,9 Mrd. m (Vn) weniger als im Vorjahr gemel- 3 gegenüber dem Vorjahr um 4,3 Mrd. m (Vn) o- det worden (Tab. 18 und 19). der 5,8 Prozent (Tab. 18 und Anl. 11). Im Ländervergleich liegen die größten Erdgas- Die sicheren und wahrscheinlichen Reserven reserven Deutschlands in Niedersachsen. Hier bezogen auf das normierte Reingas mit einem lagern der aktuellen Statistik nach mit 68,8 Mrd. 3 Brennwert von Hs = 9,77 kWh/m (Vn) (s. Kap. m³(Vn) Rohgas 4,3 Mrd. m³(Vn) weniger als 3 5.3) wurden am Stichtag mit 65,4 Mrd. m (Vn) 2016. Der Anteil Niedersachsens an den Roh- angegeben und lagen damit 2,2 Mrd. m³(Vn) o- gasreserven Deutschlands beträgt 98,2 Pro- der 3,3 Prozent unter denen des Vorjahres zent (Tab. 7 / Abb. 7). Die Reingasreserven

(Tab. 19). Die stetige Abnahme der Erdgasre- werden in Niedersachsen mit 64,8 Mrd. m³(Vn) serven sowie der Produktion ist im Wesentli- angegeben und verringerten sich gegenüber chen auf die zunehmende Erschöpfung der vor- dem Vorjahr um 2,2 Mrd. m³(Vn). Das entspricht handenen Lagerstätten zurückzuführen. Nen- einem Anteil von 99,1 Prozent. Andere Bundes- nenswerte Neufunde sind in den letzten Jahren länder tragen nur marginal zu den deutschen ausgeblieben. Erdgasreserven bei (Tab. 19).

Regional betrachtet lagerten am Stichtag 1. Ja- Der Vergleich der aktuellen Reserven mit den 3 nuar 2017 mit 35,8 Mrd. m (Vn) die größten si- Reserven des Vorjahres zeigt, dass die Hälfte cheren und wahrscheinlichen Rohgasreserven der in 2016 geförderten Rohgasmenge, also 4,3 in dem Gebiet Weser-Ems. Das sind 3,9 Mrd. Mrd. m³(Vn), bzw. fast drei Viertel der in 2016 3 m (Vn) weniger als 2016. Für den Raum Elbe- geförderten Reingasmenge, und zwar 5,6 Mrd. 3 Weser wurden 33,2 Mrd. m (Vn) gemeldet. Hier m³(Vn), durch zusätzliche Reserven ersetzt wer- liegt der Reservenverlust bei nur 0,1 Mrd. den konnte. 3 m (Vn) (Tab. 5 / Abb. 5). Die Reingasreserven 40

Tab. 18: Erdgasreserven (Rohgas) am 1. Januar 2017 aufgeteilt nach Bundesländern und Gebieten.

Bundesland/Gebiet Reserven am 1. Januar 2016 Produktion Reserven am 1. Januar 2017

sicher wahrsch. gesamt 2016 sicher wahrsch. gesamt

Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Bundesland Bayern 0,035 0,059 0,094 0,013 0,031 0,045 0,076 Niedersachsen 45,268 27,868 73,136 8,108 40,942 27,888 68,830 Sachsen-Anhalt 0,892 0,047 0,939 0,424 1,014 0,053 1,067 Schleswig-Holstein 0,115 0,013 0,128 0,043 0,051 0,006 0,057 Thüringen 0,080 0,012 0,092 0,020 0,071 0,010 0,080

Gebiet Nordsee 0,115 0,013 0,128 0,043 0,051 0,006 0,057 Elbe-Weser 19,325 13,934 33,259 3,738 19,780 13,373 33,152 Weser-Ems 26,014 13,688 39,703 4,651 21,637 14,178 35,815 Westlich der Ems 0,820 0,293 1,113 0,142 0,540 0,390 0,930 Thüringer Becken 0,080 0,012 0,092 0,020 0,071 0,010 0,080 Alpenvorland 0,035 0,059 0,094 0,013 0,031 0,045 0,076

Summe Deutschland 46,390 27,999 74,389 8,608 42,109 28,002 70,111

Volumenangaben in Normkubikmetern

Der Reserven-/Verbrauchsquotient, errech- Nach geologischen Formationen gestaffelt net aus den sicheren und wahrscheinlichen befanden sich rund 81 Prozent der deutschen Erdgasreserven und der letztjährigen Förder- Erdgasreserven in Lagerstätten des Perm. Da- menge, steigt marginal zum Stichtag der Reser- von sind 43 Prozent in Sandsteinen des Rotlie- venberechnung 1. Januar 2017 auf 8,1 Jahre gend und 39 Prozent in Karbonatgesteinen des gegenüber dem letztjährigen Wert von 8,0 Jah- Zechstein akkumuliert. Die übrigen Erdgasre- ren. Der Reserven-/Verbrauchsquotient (früher serven lagern größtenteils in oberkarbonischen statische Reichweite) berücksichtigt nicht den (10 Prozent) und triassischen Sandsteinen (8 natürlichen Förderabfall der Lagerstätten und Prozent) sowie untergeordnet in jurassischen ist deshalb nicht als Prognose, sondern als Mo- und tertiären Lagerstätten. mentaufnahme und statistische Orientierungs- größe anzusehen (Anl. 12).

Tab. 19: Erdgasreserven (Reingas) am 1. Januar 2017 aufgeteilt nach Bundesländern und Gebieten.

Bundesland/Gebiet Reserven am 1. Januar 2016 Produktion Reserven am 1. Januar 2017

sicher wahrsch. gesamt 2016 sicher wahrsch. gesamt

Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Mrd. m³ Bundesland Bayern 0,039 0,067 0,106 0,014 0,035 0,051 0,087 Niedersachsen 41,327 25,664 66,992 7,546 38,739 26,042 64,782 Sachsen-Anhalt 0,315 0,017 0,332 0,153 0,358 0,019 0,377 Schleswig-Holstein 0,072 0,000 0,072 0,063 0,062 0,007 0,069 Thüringen 0,055 0,008 0,062 0,013 0,047 0,006 0,053

Gebiet Nordsee 0,072 0,000 0,072 0,063 0,062 0,007 0,069 Elbe-Weser 19,459 14,178 33,637 3,543 19,826 13,639 33,465 Weser-Ems 21,332 11,247 32,579 4,008 18,703 12,016 30,719 Westlich der Ems 0,852 0,255 1,107 0,148 0,568 0,406 0,974 Thüringer Becken 0,055 0,008 0,062 0,013 0,047 0,006 0,053 Alpenvorland 0,039 0,067 0,106 0,014 0,035 0,051 0,087

Summe Deutschland 41,809 25,755 67,564 7,789 39,242 26,125 65,368

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: Steigen Öl- und/oder Gas- ten, die aufgrund lagerstättentechnischer und preis, folgen niedrigere Grenzraten für eine wirt- geologischer Erkenntnisse unter den gegebe- schaftliche Förderung der Sonden und die er- nen wirtschaftlichen und technischen Bedingun- wartete Lebensdauer der Felder sowie die ver- gen mit einem angemessenen Wahrscheinlich- bleibenden Reserven steigen. Fallen die Preise, keitsgrad gewinnbar sind (Wahrscheinlichkeits- so verkürzt sich auch die erwartete Lebens- grad mindestens 50 Prozent). Wahrscheinliche dauer eines Feldes und die Reserven nehmen Reserven sind also mit technischen, vertrags- 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

Im Energie-Importland Deutschland müssen Eine weitere Stilllegung für das Jahr 2017 ist etwa 92 Prozent des verbrauchten Erdgases bereits angekündigt: Der Betrieb des Aquifer- eingeführt werden (Tab. 20). Untertage-Erd- speichers in Berlin und die Vermarktung seiner gasspeicher spielen bei der Energieversorgung Speicherkapazitäten wird zum 1. April 2017 ein- der Bundesrepublik Deutschland eine zentrale gestellt. Rolle. Die Untertage-Gasspeicherung zeigt seit Beginn der Gasversorgung bis zum Jahr 2016 Die klassische Aufgabe von Untertage-Gas- einen nahezu stetigen Aufwärtstrend beim ver- speichern ist der Ausgleich tages- und jahres- fügbaren Arbeitsgasvolumen durch die Einrich- zeitlicher Verbrauchsspitzen. Eine Verände- tung neuer und die Erweiterung bestehender rung der Förderraten von Bohrungen in heimi- Speicher. Dieser Aufwärtstrend wurde bisher le- schen Erdgasfeldern ist aufgrund der Kapazi- diglich unterbrochen durch die Schließung des tätsbandbreite ihrer Aufbereitungsanlagen nur Porenspeichers Dötlingen in 2011 und einer in begrenztem Umfang möglich. Die Import- Reduzierung der Speicherkapazität des Poren- mengen für Erdgas sind vertraglich festge- speichers Bierwang in 2015. Auch im Berichts- schrieben und damit prognostizierbar, aber jahr 2016 wurde in zwei Porenspeichern, Kalle nicht ohne weiteres kurzfristig veränderbar. Die in Niedersachsen und Buchholz in Branden- für eine sichere Gasversorgung entscheidende burg, der Stilllegungsprozess eingeleitet bzw. und nicht prognostizierbare Größe stellen jah- fortgeführt. Die verlorene Speicherkapazität reszeitliche (temperaturabhängige) sowie ta- konnte jedoch im Berichtsjahr durch die Inbe- geszeitliche Verbrauchsschwankungen dar. Die triebnahme von neuen Salzkavernen in Jem- klassische Pufferfunktion der Gasspeicher zwi- gum und Empelde kompensiert werden, so schen Erdgasversorger und Erdgasverbraucher dass der Aufwärtstrend des deutschen Arbeits- wird zunehmend auch um eine strategische Be- gasvolumens nicht gestoppt wurde. deutung für Krisenzeiten bei der Energieversor- gung ergänzt. Die Vermarktung von Speicher- Die Stilllegungen bestätigen dabei die Be- kapazitäten und die Bezugsoptimierung unter obachtung der jüngeren Vergangenheit, näm- Ausnutzung schwankender Gaspreise hat für lich dass die Salzkavernenspeicher gegenüber die Unternehmen oberste Priorität. Der klassi- den Porenspeichern an Bedeutung gewonnen sche Speicherzyklus – Einspeisung im Som- haben, u.a. wegen ihrer höheren Flexibilität bei mer, Ausspeisung im Winter – hat dadurch an der Ein- und Ausspeisung des Erdgases. Bedeutung verloren.

Tab. 20: Versorgung des deutschen Erdgasmarktes nach Herkunftsländern (BVEG 2017).

Bezugsland Anteil in %

2015 2016 Deutschland 9 8

Niederlande 26 22

Norwegen 31 30

Russland und Sonstige (DK, UK etc.) 34 40 44

Als Speichertypen existieren Porenspeicher tatsächlich nutzbare Speichervolumen, das ein- (ehemalige Erdöl-Erdgaslagerstätten oder oder ausgelagert wird. Als Kissengas bezeich- Salzwasser-Aquifere) und Salzkavernenspei- net man die im Speicher verbleibende Restgas- cher. Porenspeicher dienen grundsätzlich zur menge, die einen Mindestdruck für eine saisonalen Grundlastabdeckung. Sie reagieren Gasentnahme aufrechterhalten soll. Ein hoher durch die natürlichen Fließwege im kapillaren Kissengasanteil ermöglicht eine längere (kon- Porenraum der Speichergesteine in der Regel stante) Entnahmerate. Je höher der prozentu- langsamer auf Veränderungen von Förderraten ale Anteil des Arbeitsgasvolumens am nationa- als Kavernenspeicher. Diese sind in ihrer Ein- len Erdgasverbrauch ist und je schneller das Ar- und Ausspeicherrate leistungsfähiger und da- beitsgas ein- und ausgespeichert werden kann, her besonders für tageszeitliche Spitzenlastab- umso leistungsfähiger ist die Erdgasspeiche- deckungen geeignet. Einige Porenspeicher in rung und damit die nationale Energieversor- natürlich geklüfteten Speichergesteinen errei- gung. chen ähnlich hohe Förderraten wie Kavernen- speicher. Die Internationale Gas Union hat relevante Speicherbegriffe in einem Glossar zusammen- Das Gesamtvolumen eines Speichers ist die gefasst (WALLBRECHT et al. 2006). Summe aus seinem Arbeitsgas- und Kissen- gasvolumen. Das Arbeitsgasvolumen ist das

6.2 Erdgas als Primärenergieträger, Aufkommen und Verbrauch1

3 1 Die Anteile der Energieträger am Primärener- derung um rd. 8 Prozent auf 7,9 Mrd. m (Vn) gieverbrauch sind in Tabelle 21 dargestellt. Erd- zurück (s. Kap. 4). Der Erdgasverbrauch von rd. 3 1 gas liegt weiter auf Platz zwei der Rangfolge 95 Mrd. m (Vn) lag um rd. 10 Prozent höher als (AGEB 2017). Sein Anteil am Energiemix ist um im Vorjahr (AGEB 2017, o.a. Verbrauchszahl 1,7 Prozentpunkte auf 22,6 Prozent gestiegen aus Angaben in Mrd. kWh errechnet). Insbeson- und hat somit den höchsten Zuwachs der ein- dere die im Vergleich zum Vorjahr kühlere Witte- zelnen Energieträger zu verzeichnen. rung in der Heizperiode, aber auch andere Fak- toren, die dem Jahresbericht der AGEB (2017) Vorwiegend durch die natürliche Erschöpfung entnommen werden können, führten zu diesem der Lagerstätten ging die heimische Erdgasför- Anstieg.

Tab. 21: Anteile der Energieträger am Primärenergieverbrauch (AGEB 2017).

Energieträger Anteile in %

2015 2016 Mineralöl 33,9 34,0

Erdgas 20,9 22,6

Steinkohle 13,0 12,2

Braunkohle 11,8 11,4

Kernenergie 7,6 6,9

Erneuerbare Energien und Sonstige, inkl. Stromaustauschsaldo 12,8 13,0

1 Alle Volumenangaben beziehen sich auf einen spezifischen Brennwert Hs mit 9,77 kWh/m³(Vn) (früher „oberer Brennwert Ho“). In der Förderin- dustrie 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. Bei der Angabe von Wärmeinhalten für Erd- gase wird gelegentlich auch der spezifische Heizwert Hi (früher „unterer Brennwert Hu“) als Bezugsgröße verwendet. 45

6.3 Lage und Kenndaten der Speicher im Jahr 2016 (Stichtag: 31. Dezember 2016)

Die Speicherinformationen dieses Berichtes be- ren Untergrundes, der Dichtheit der geologi- ruhen auf einer jährlichen Datenabfrage des schen Barriere-Horizonte und der Leistungsfä- LBEG bei den deutschen Speicherfirmen in Zu- higkeit. Das gilt besonders für das aus der För- sammenarbeit mit den zuständigen Behörden derphase ableitbare Druck-Volumen-Verhalten der Bundesländer. Seit 2010 erfolgt diese Mel- bei einer Speichernutzung. Aquiferspeicher dung parallel auch an den Ausschuss Kavernen müssen dagegen gänzlich neu exploriert wer- und Gasspeicher (KUGS), dessen Geschäfts- den hinsichtlich der Größe des Aquifer-Poren- führung beim Bundesverband Erdöl, Erdgas volumens, der Verbreitung des Speicherhori- und Geoenergie e. V. (BVEG) in Hannover an- zontes und seiner Deckschichten, des Nach- gesiedelt ist. Die Daten befinden sich sowohl im weises von Störungsbahnen, des Druck-Volu- BVEG-Jahresbericht als auch in der jährlichen men-Verhaltens im Betrieb usw. Erst nach Zusammenstellung des Bundeswirtschaftsmi- Durchführung einer 3D-Seismik und dem Ab- nisteriums „Der Bergbau in der Bundesrepublik teufen von Explorationsbohrungen können Er- Deutschland“. Die bundesweite Erhebung von gebnisse hinsichtlich des Strukturbaus, des Speicherdaten geht unter anderem auf einen Speichervolumens und des maximalen Druckes Beschluss des Bundeswirtschaftsministeriums abgeleitet werden. Oberste Prämisse ist die vom 4. Juli 1980 im Rahmen des Bund-Länder- bergbauliche Sicherheit, d.h. der sichere Be- Ausschusses Bergbau zurück. Die statistischen trieb unter allen Betriebsbedingungen und die und beschreibenden Angaben für die Speicher Kenntnis der Gasverbreitung im dreidimensio- dienen Firmen, Verbänden und der Politik als nalen Raum über die Zeit. Aquiferspeicher sind Nachweis- und Informationsquelle. Weitere In- aus diesem Grund hinsichtlich Vorlaufzeit, Ex- formationen finden sich auch auf der Website plorationsaufwand und bergbaulichem Risiko des Bundeswirtschaftsministeriums, wo neben (Dichtheit) grundsätzlich die anspruchsvollsten vielen Energie-Informationen auch der oben zi- Speichertypen. tierte Bergbau-Jahresbericht (Stand Dezember 2016) als Download verfügbar ist Kavernenspeicher können nach Abteufen einer (https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/ Bohrung dort eingerichtet (gesolt) werden, wo Publikationen/Energie/Bergbaustatistiken/berg- mächtige Salinare (Salzstöcke) vorkommen bau-in-der-brd-bergwirtschaft-statistik- und gleichzeitig eine umweltverträgliche Ablei- 2015.html). tung oder Nutzung der Sole möglich ist.

Anlage 14 zeigt die geografische Lage der Un- Die Lage von Kavernenspeichern ist aus geolo- tertage-Gasspeicher sowie der Kavernenspei- gischen Gründen vorwiegend auf den Norden cher für flüssige Kohlenwasserstoffe. Poren- Deutschlands beschränkt. Der südlichste Ka- speicher werden vorzugsweise in Sandstein- vernenspeicher liegt im Raum Fulda. Die bevor- Formationen ehemaliger Erdöl- oder Erdgasla- zugte Lage für Kavernenspeicher sind Stand- gerstätten oder Salzwasser-Aquiferen einge- orte in Küstennähe, wo nach Umweltverträglich- richtet. Sie liegen in den Sedimentbecken von keitsprüfungen der Bau von Leitungen für eine Nord-, Ost- und Süddeutschland. Aquiferspei- Soleeinleitung in Richtung Meer oder eine kom- cher spielen im Hinblick auf das Arbeitsgasvo- merzielle Solenutzung grundsätzlich möglich lumen in Deutschland nur noch eine unterge- ist. Aktuelle Beispiele sind hier Projekte wie Je- ordnete Rolle. Sie können aber an Standorten mgum, Etzel und Epe. Eine Beschreibung der mit fehlenden Erdöl- und Erdgaslagerstätten Geologie norddeutscher Salinare, die potenzi- bzw. Salzstrukturen für Kavernen eine gewisse elle Speicherstandorte darstellen, findet man Bedeutung haben. bei LANGER & SCHÜTTE (2002). Eine Karte der Salzstrukturen in Norddeutschland findet man Ehemalige Lagerstätten bieten insgesamt eine auf dem Kartenserver des LBEG (Quelle: BGR, gute Datenlage für die Beschreibung des tiefe- Maßstab 1:500.000). 46

Tab. 22: Kenndaten der deutschen Erdgasspeicherung (Stand 31. Dezember 2016).

Einheit Porenspeicher Kavernenspeicher Summe

Arbeitsgasvolumen "in Betrieb" Mrd. m³(Vn) 9,4 14,8 24,2

Arbeitsgasvolumen "in Betrieb nach Endausbau"  Mrd. m³(Vn) 9,5 14,8 24,3

Plateau-Entnahmerate Mio. m³(Vn)/d 157 519 676

Theoretische Verfügbarkeit des Arbeitsgases 1) Tage 60 29 36

Anzahl der Speicher "in Betrieb" 18 32 50

Arbeitsgasvolumen "in Planung oder Bau"  Mrd. m³(Vn) 0 3,5 3,5

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

Summe Arbeitsgas (+) Mrd. m³(Vn) 9,5 18,3 27,8

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

Tabelle 22 zeigt die Kenndaten der Erdgasspei- geplanten Kavernenspeicher in Peckensen (4 cherung in Deutschland. Das derzeit technisch Kavernen) wurden keine aktuellen Planzahlen nutzbare (installierte) maximale Arbeitsgasvolu- für das Arbeitsgasvolumen gemeldet. Die Ar- 3 men beträgt 24,2 Mrd. m (Vn). Es ist damit ge- beitsgasmengen für diese Speicher sind daher genüber dem Vorjahr um rd. 0,4 Prozent (0,1 in der o. g. Zahl nicht enthalten. Bei Ansatz ei- 3 Mrd. m (Vn)) gestiegen. Dieser Wert ergibt sich nes durchschnittlichen Arbeitsgasvolumens von 3 im Wesentlichen aus der Reduzierung von Spei- 50 Mio. m (Vn) je Kaverne würden bei Realisie- cherkapazität durch die Stilllegung der Poren- rung der o.g. 4 Kavernen theoretisch weitere 3 speicher Buchholz und Kalle einerseits, und dem 0,2 Mrd. m (Vn) zum geplanten Arbeitsgasvolu- Zuwachs von Speicherkapazität durch die Inbe- men hinzukommen. triebnahmen von Kavernen in Jemgum und Em- pelde anderseits. Die Tabellen 24, 25a und 25b zeigen die Kenn- daten für die einzelnen Gasspeicher, die derzeit Die Anzahl der einzelnen Speicherkavernen in in Betrieb, in Planung oder im Bau sind und für den 32 Kavernenspeichern „in Betrieb“ hat sich die ein Betriebsplanantrag vorliegt. somit gegenüber dem Vorjahr durch die Umset- zung von geplanten Erweiterungen um sechs Die Verteilung der Arbeitsgasvolumina nach Kavernen auf nunmehr 266 erhöht. Etwa 61 Pro- Speichertyp und Bundesland wird in Tabelle 23 zent des derzeit nutzbaren Arbeitsgasvolumens dargestellt. in Deutschland sind in Kavernenspeichern und ca. 39 Prozent in Porenspeichern verfügbar. Für das Arbeitsgasvolumen in den Tabellen 24, 25a und 25b sind zwei Werte aufgeführt: Das Bei den Speicherprojekten, die in Planung oder "maximale (nutzbare) Arbeitsgasvolumen“ ist im Bau sind, wurde aufgrund der o. g. Inbetrieb- das Volumen, das zum Stichtag unter den tech- nahme neuer Speicherkavernen mit 3,5 Mrd. nischen, vertraglichen und bergrechtlichen 3 3 m (Vn) Arbeitsgas rd. 0,5 Mrd. m (Vn) weniger Rahmenbedingungen installiert und verfügbar gemeldet als im Vorjahr. Die Anzahl der geplan- ist. Dieser Wert kann bei den Speichern in Be- ten Projekte sank folglich. Im Falle der Realisie- trieb vom „Arbeitsgasvolumen nach Endaus- rung aller in diesem Bericht von den Unterneh- bau“ abweichen, wenn ein neuer Speicher in men gemeldeten Projekte wird langfristig ein ma- der Aufbauphase (Erstbefüllung) ist oder ein ximales Arbeitsgasvolumen von 27,8 Mrd. existierender Speicher erweitert wird. In einigen 3 m (Vn) (Vorjahr 28,3) verfügbar sein. Für den Fällen wird das "maximale Arbeitsgasvolumen" 47

Tab. 23: Untertagegasspeicherung nach Bundesländern (Stand 31. Dezember 2016).

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 2 213 42 42 120 Bayern Porenspeicher 6 7 146 3 004 3 004 2 570 Berlin Porenspeicher 1 573 143 180 225 Brandenburg Kavernenspeicher 1 (2) 171 135 135 140 Bremen Kavernenspeicher 2 (4) 322 229 229 540 Hessen Kavernenspeicher 1 (3) 178 110 110 100 Porenspeicher 3 434 215 215 235 Mecklenburg-Vorpommern Kavernenspeicher 1 (4) 325 272 272 400 Niedersachsen Kavernenspeicher 11 (99) 10 218 7 284 7 293 8 722 Porenspeicher 2 8 579 5 240 5 240 2 850 Nordrhein-Westfalen Kavernenspeicher 9 (84) 4 847 3 741 3 741 7 090 Rheinland-Pfalz Porenspeicher 1 300 90 90 130 Sachsen-Anhalt Kavernenspeicher 6 (67) 3 804 2 911 2 911 4 518 Porenspeicher 1 670 440 440 238 Schleswig-Holstein Kavernenspeicher 1 (3) 118 76 111 100 Thüringen Porenspeicher 2 620 252 252 187

Summen Deutschland Kavernenspeicher 32 (266) 19 983 14 758 14 802 21 610 Porenspeicher 18 18 535 9 426 9 463 6 555

Gesamt 50 38 518 24 184 24 265 28 165

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

aus vertraglichen oder technischen Gründen Anlage 15 zeigt die historische Entwicklung des (Anlagenkapazität, Verdichter) sowie aus lager- Arbeitsgasvolumens. Der erste deutsche Gas- stättentechnischen oder geologischen Gründen speicher ging im Jahr 1955 mit dem Aquifer- nicht voll ausgenutzt. Aufgrund zum Teil kom- speicher Engelbostel in Betrieb. Er wurde Ende plexer Konsortialverhältnisse sind in den Tabel- der 1990er Jahre aus wirtschaftlichen Gründen len als Gesellschaften die Betreiberfirmen und aufgegeben. nicht alle Eigentümer oder Konsortialpartner ge- nannt.

48 Tab. 24: Erdgas-Porenspeicher.

max. Arbeitsgas Bundes- Gesamt- Plateau- Ort 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 Berlin BE Berliner Erdgasspeicher GmbH & Co. KG / GASAG Aquifer 750 - 1000 Buntsandstein 573 143 180 225 Berliner Gaswerke AG Bierwang BY Uniper Energy Storage GmbH ehem. Gasfeld 1560 Tertiär (Chatt) 3140 1000 1000 1200 Breitbrunn-Eggstätt BY Uniper Energy Storage GmbH / DEA Deutsche ehem. Gasfeld 1900 Tertiär (Chatt) 2075 992 992 520 Erdoel AG, Storengy Deutschland GmbH Eschenfelden BY Uniper Energy Storage GmbH / Uniper Energy Sto- Aquifer 600 Keuper, Muschelkalk 168 72 72 130 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 - 1800 Muschelkalk 153 12 12 75 Hähnlein HE MND Gas Storage Germany GmbH Aquifer 500 Tertiär (Pliozän) 160 80 80 100 Inzenham BY DEA Speicher GmbH / DEA Deutsche Erdoel AG ehem. Gasfeld 680 - 880 Tertiär (Aquitan) 880 425 425 300 Kirchheilingen TH VNG Gasspeicher GmbH ehem. Gasfeld 900 Zechstein 240 190 190 125 Rehden NI astora GmbH & Co. KG / WINGAS GmbH ehem. Gasfeld 1900 - 2250 Zechstein 7000 4400 4400 2400 Sandhausen BW Uniper Energy Storage GmbH / terranets bw Aquifer 600 Tertiär 60 30 30 45 Schmidhausen BY Storengy Deutschland GmbH ehem. Gasfeld 1000 Tertiär (Aquitan) 300 150 150 180 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 1500 Buntsandstein 1579 840 840 450 Wolfersberg BY bayernugs GmbH / DEA Deutsche Erdoel AG ehem. Gasfeld 2930 Tertiär 583 365 365 240 Summe 18535 9426 9463 6555

Quelle: Betreiberfirmen und Genehmigungsbehörden, Stand 31.12.2016. *Gesamtvolumen = Summe aus maximalem (zugelassenem) Arbeits- und Kissengasvolumen. Bundeslandkürzel: BE: Berlin, BW: Baden-Württemberg, BY: Bayern, HE: Hessen, NI: Niedersachsen, RP: Rheinland-Pfalz, ST: Sachsen-Anhalt, TH: Thüringen

Tab. 25a: Erdgas-Kavernenspeicher in Betrieb.

Bundes- Anzahl Speicher Gesamt max. nutzbares Arbeitsgas Plateau- Ort 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 2 905 723 723 920 Bernburg ST VNG Gasspeicher GmbH 33 500 - 700 Zechstein 2 1334 1026 1026 1000 Bremen-Lesum-Storengy HB Storengy Deutschland GmbH 2 1300 - 1780 Zechstein 2 235 156 156 360 Bremen-Lesum-Weser- HB wesernetz Bremen GmbH & Co. KG 2 1050 - 1350 Zechstein 87 73 73 180 netz Burggraf-Bernsdorf ST ONTRAS Gastransport GmbH -2) 580 Zechstein 2 5 3 3 40 Empelde NI GHG-Gasspeicher Hannover GmbH 5 1300 - 1800 Zechstein 2 560 364 364 510 Epe-ENECO NW ENECO Gasspeicher GmbH 2 1000 - 1400 Zechstein 136 97 97 400 Epe-KGE NW Kommunale Gasspeicherges. Epe mbH & Co. KG 4 1100 - 1400 Zechstein 260 196 196 400 Epe-NUON NW NUON Epe Gasspeicher GmbH 7 1100 - 1420 Zechstein 1 425 306 306 700 Epe-RWE, H-Gas NW innogy Gas Storage NWE GmbH 10 1100 - 1420 Zechstein 1 534 418 418 870 Epe-RWE, L-Gas NW innogy Gas Storage NWE GmbH 4 1160 - 1280 Zechstein 252 184 184 400 Epe-RWE, NL NW innogy Gas Storage NWE GmbH 6 1160 - 1280 Zechstein 396 303 303 500 Epe-Trianel NW Trianel Gasspeicher Epe GmbH & Co. KG 4 1170 - 1465 Zechstein 1 259 199 199 600 Epe-Uniper NW Uniper Energy Storage GmbH 39 1090 - 1420 Zechstein 1 2375 1860 1860 2900 Etzel-EGL 1 und 2 NI Statoil Deutschland Storage GmbH / TRIUVA GmbH 19 900 - 1100 Zechstein 2 1695 1218 1218 1320 Etzel-EKB NI EKB GmbH & Co. KG / TRIUVA GmbH 6 1150 - 1200 Zechstein 2 874 628 628 790 Etzel-ESE NI Uniper Energy Storage GmbH / TRIUVA GmbH 19 1150 - 1200 Zechstein 2 2746 1999 1999 2250 Etzel-FSG Crystal NI Friedeburger Speicherbetriebsgesellschaft mbH 4 1150 - 1200 Zechstein 2 640 400 400 600 „Crystal“ / TRIUVA GmbH Harsefeld NI Storengy Deutschland GmbH 2 1155 - 1670 Zechstein 189 118 127 300 Huntorf1) NI EWE GASSPEICHER GmbH 7 650 - 1400 Zechstein 431 308 308 450 Jemgum-EWE NI EWE GASSPEICHER GmbH 8 950 - 1400 Zechstein 562 375 375 250 Jemgum-WINGAS NI astora GmbH & Co. KG, VNG Gasspeicher GmbH / 5 1000 - 1600 Zechstein 2 452 346 346 492 WINGAS GmbH, VNG Gasspeicher GmbH Katharina ST Erdgasspeicher Peissen GmbH 4 500 - 700 Zechstein 2 236 204 204 900 Kiel-Rönne SH Stadtwerke Kiel AG / E.ON-Hanse AG 3 1300 - 1750 Rotliegend 118 76 111 100 Kraak MV HanseWerk AG 4 910 - 1450 Zechstein 325 272 272 400 Krummhörn NI Uniper Energy Storage GmbH 3 1500 - 1800 Zechstein 2 275 216 216 280 Nüttermoor NI EWE GASSPEICHER GmbH 21 950 - 1300 Zechstein 1794 1312 1312 1480 Peckensen ST Storengy Deutschland GmbH 5 1300 - 1450 Zechstein 643 405 405 1108 Reckrod HE Gas-Union Storage GmbH / Gas-Union GmbH 3 800 - 1100 Zechstein 1 178 110 110 100 Rüdersdorf BB EWE GASSPEICHER GmbH 2 900 - 1200 Zechstein 171 135 135 140 Staßfurt ST innogy Gas Storage NWE GmbH 8 400 - 1130 Zechstein 681 550 550 550 Xanten NW innogy Gas Storage NWE GmbH 8 1000 Zechstein 210 178 178 320 Summe 266 19983 14758 14802 21610

Quelle: Betreiberfirmen und Genehmigungsbehörden, Stand 31.12.2016. *Gesamtvolumen = Summe aus maximalem (zugelassenem) Arbeitsgas- und Kissengasvolumen. 1) Einschl. Neuenhuntorf. 2) Stillgelegtes Bergwerk. Bundeslandkürzel: BB: Brandenb., HB: Bremen, HE: Hessen, MV: Mecklenb.-Vorp., NI: Niedersachsen, NW: Nordrhein-Westf. , SH: Schleswig-Holst., ST: Sachsen-Anhalt 49

50 Tab. 25b: Erdgas-Kavernenspeicher in Planung oder Bau.

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

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

Epe-Uniper NW Uniper Energy Storage GmbH 1 1090 - 1420 Zechstein k.A. 50 Etzel-STORAG NI STORAG ETZEL GmbH 26 1150 - 1200 Zechstein 2 3300 2200 Jemgum-WINGAS NI astora GmbH & Co. KG, VNG Gasspeicher 13 1000 - 1600 Zechstein 2 1168 854 GmbH / WINGAS GmbH, VNG Gasspeicher GmbH Katharina ST Erdgasspeicher Peissen GmbH 8 500 - 700 Zechstein 2 472 409 Peckensen ST Storengy Deutschland GmbH 4 1100 - 1400 Zechstein k.A. k.A. Summe 52 4940 3513

Quelle: Betreiberfirmen und Genehmigungsbehörden, Stand 31.12.2016. 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 zwölf Spei- stitution zur Krisenbevorratung, verfügte nach cheranlagen für Rohöl, Mineralölprodukte und seinem Bericht für das Geschäftsjahr Flüssiggas dargestellt. 2015/2016 über einen Vorrat von 23,6 Mio. t Rohöläquivalent, womit eine Überdeckung der Deutschland ist zu rd. 98 Prozent ein Importland Bevorratungspflicht von 4,4 Prozent gegeben für Rohöl. Neben oberirdischen Tanks dienen war. Mitglieder des EBV sind alle Unternehmen, Salzkavernenspeicher zur Krisenbevorratung die Rohöl oder Rohölprodukte nach Deutsch- für Motorbenzine, Mitteldestillate, Schweröle land einführen bzw. in Deutschland herstellen. und Rohöl nach dem Erdölbevorratungsgesetz Eine Bundesrohölreserve existiert nicht mehr. sowie zum Ausgleich von Produktionsschwan- Sie wurde nach einem Beschluss der Bundes- kungen für verarbeitende Betriebe. Nach dem regierung 1997 nach und nach verkauft, die Erdölbevorratungsgesetz von 2012 sind Vor- letzte Tranche im Herbst 2001. räte in Höhe der Nettoeinfuhren eines Zeitrau- mes von 90 Tagen vorzuhalten.

Tab. 26: Kavernenspeicher für Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas.

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

Bernburg- ST esco - european salt company Salzlager- 510-680 2 Propan in Betrieb Gnetsch GmbH & Co. KG 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 3 Rohöl, zurzeit Westfalen mbH & Co. KG Kavernen Mineralöl- außer produkte Betrieb

Etzel NI STORAG Etzel GmbH Salzstock- 800-1600 24 Rohöl, in Betrieb (bis 30.06.2016 IVG Caverns Kavernen Mineralöl- GmbH) 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

Hülsen NI Wintershall Holding GmbH stillgelegtes 550-600 (1) Rohöl, in Betrieb Bergwerk Mineralöl- produkte

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

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 37 Rohöl, in Betrieb Rüstringen für Erdölbevorratungsverband Kavernen Mineralöl- produkte

Summe 105

Quelle: Betreiberfirmen, Stand 31.12.2016

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

8 Literatur und nützliche Links

ARBEITSGEMEINSCHAFT ENERGIEBILANZEN (AGEB) (2017): Energieverbrauch in

Deutschland im Jahr 2016. - Berlin/Köln. www.ag-energiebilanzen.de

BUNDESVERBAND ERDGAS, ERDÖL UND GEOENERGIE E.V. (BVEG) (2017): Statisti- scher Jahresbericht 2016, Hannover.

ERDÖLBEVORRATUNGSVERBAND (EBV) (2016): Geschäftsbericht 2015/2016. - Hamburg. www.ebv-oil.de

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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SchlesenT O g Preetz - r e N u l n l i b e e Warnau Barsfleth s e Ostholstein- t d d w Plön Ost i n c s g e l o e S 54° r H o Rostock 54° T R Block Mittelplate 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. Sinstorf R.-Alt Hohenhorn H -N. Curslack Trog von Etzel Sottorf Pötrau P E N Varel o Me lfeld E Emden m cke Neuengamme p -B e S L Jader- c S ra Elsfleth k c n j h d berger s w e c Volkensen 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 K Sögel Werlte/ Molbergen-W. Suderbruch 2001 N Börger Ostenwalde Liener Molbergen E Oder Lahner Heide Garen Matrum Ostbrandenburg P Lahn Hemmelte-W. Ahrensheide Löningen Aldorf-SW. Bosse Suderbruch 2002 A Holte Vestrup Bockstedt N Hebelermeer Mensl.- L.-SE. Oythe Eystrup Lüben V Düste Eilte Schwelle Westr. Farwick e c h Gr. Lessen Hademstorf Hankensbüttel E.-West Emlichheim Meppen t a Welpe Thören Wittingen-Süd Ortland Sulingen-Valendis S Aller Örrel- Ha L Aschen Di t Wittingen-SO. v Varloh ck Siedenburg e Eldingen Süd e Ringe Rühle Bramberge Menslage el im Suderbruch E.-Süd ~~~~ Diepholz Barenburg bke Knesebeck l

Adorf ~ ~ Quakenbrück Di.- Wietze Wesendorf-Nord

Scheerhorn Lingen ~ ~ Kellenberg Wehrbleck W Esperke Fuhrberg- Hohne Vorhop Berlin ~ Barver Voigtei e ~ Hope Hambühren Wienhausen Wesendorf g

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

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D ~ ~ ~ ~ Ölheim Spree

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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 Gr.Gerau in Ausbiss Dogger unter Jüngerem (Norddeutschland) M el s os Mainzer Darmstadt s M Wolfskehlen Darmstadt SW B Becken e Stockstadt p Gefaltete Molasse Eich/Königsgarten Main U Pfungstadt S Eich Würzburg R Wattenheim Helvetikum Osthofen Worms G Hofheim Flysch Frankenthal Allmend 1 Eppstein Kristallines Grundgebirge und Hofwiese1 Nürnberg Moldau Deidesheim Stockstadt 2001 t varistisch gefaltetes Gebirge rd a Saarbücken Dudenhofen

a Rot Explorationsbohrung 2016 H Regen Landau Offenbach Huttenheim 0 100km Graben Forst- Rülzheim Weiher r Winden Hayna Rheinzabern Buchenau Kraichgau Spöck e Minfeld Neureut Leopoldshafen Senke h Maximiliansau Weingarten Altmühl c F Knielingen s Hagenbach 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 in k L g S Aitingen-Süd 3 e e Ulm RAG Ampfing 1 r n A Velden H Teising o Don Lauben 7 500 c au R N N Haimhausen Dorfen h W Hebertshausen Ampfing I -Ost Weitermühle- Inn E Isen Mühldorf-Süd Z Aitingen 1000 Steink. S Schnaupping Haag Waldkr. E Schwabmünchen EE München Hohenlinden Ödgassen Gendorf R Anzing Bierwang G Arlesried 1500 2000 Alba.-Rechtmehring H A Kirchdorf O Freiburg Boos Lauben Wolfersberg 48° 48° Mönchsrot D Moosach Schnaitsee Lauberhart N Mattenhofen Trostberg I W Oberschwarzach Niederrieden 2000 V R A Hofolding Assing Wald Ellwangen Heimertingen L Aßling Irlach Pierling Hoßkirch R Bromberg H 2500 Höhenrain Schmidhausen Al- Breitbrun-Traunreut R Hauerz Iller O mertsham Pfullendorf- Kinsau 3000 Egstätt C C Ostrach V Inzenham-W. Inzenham- Wurzach 3500 Darching Zaißberg H Gaisbeuren N 4000 E S Fronhofen- Illmensee E Salzburg 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 - L2.2 Gez.: B. Herrmann Anl_01 Jura-Kreide_2016.FH11 Stand: 31.12.2016 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 D 6000 Wustrow 8000 R Barth Stralsund Kiel M Richtenberg O E Grimmen N C Reinkenhagen K Papenhagen L -SW 6000 E Kirchdorf- Krummin N Mesekenhagen Rostock B K 54° 54° U W Bansin Heringsdorf R - P Lütow 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 Hamburg S Emshörn Greetsiel Stettin Engerhafe C E Manslagt Uttum Groothusen H Wybelsum Großes Meer Uphuser Meer N E E Emden - Grenzbereich B S L S ra c n h d burg-T w e en a e n Leer ot a Ostervesede l b R k le u e Einloh r n Sö g E Wardenburg Bremen h

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i n Munsterlager/ 4000 Hengstlage-N. Kirchhatten g Solt./Friedr. Elbe O Hengstlage Völkersen Weissen- e AlvernDethlingen

Ortholz Kirch- n Ebstorf-Nord E 4000 Hengstlage moor Munster-N. D Sagermeer Neerstedt seelte Schmarbeck Ems S.-Süd Barrien Wittorf Ebstorf Lüchow/Wustrow Sage Brettorf Ba.NW C Bethermoor Syke Imbrock Böddenstedt Ahlhorn Brinkholz Volzendorf Cloppenburg Dötlingen Horstedt Klosterseelte Hamwiede Dreilingen Niendorf II N Rütenbrock Visbek Varnhorn Winkelsett Becklingen Horstberg Bahnsen Lemgow Wöstendöllen Neubruchhausen Halmern K Oder Vahren Walsrode/ Wardböhmen Salzwedel- Riebau Hemmelte/Vahren Cap. Varnhorn/Qu./W. Dageförde Ostbrandenburg P Apeldorn Rechterfeld Bleckmar Peckensen Hemmelte Idsingen Salzwedel Sanne E Fehndorf Tenstedt Quaadmoor A Varenesch Staffhorst-Nord Altensalzwedel Annaveen Kneheim Wietingsmoor Böstlingen Schwelle Emlichheim- Goldenstedt OytheDüste Zethlingen N Nord Emslage Siedenb. Staffhorst Aller Ha

L Goldenst./Visb. Heidberg- v

e Adorf - Dalum 4000 Buchhorst Siedenburg/Staffh. Mellin- Winkelstedt Emlichheim Hesterb. Mellin l

Kalle Barenburg Süd W Kietz

Ratzel Rehden Deblinghausen Berlin

Esche 4000 Voigtei e Husum/ R Wielen s Rüdersdorf

Bahrenbostel Burgmoor e Schneeren e

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

Hannover L Reudnitz Z2 /Z2a Bentheim 2000 Pillgram w E D C Märkische Heide 1 Spree h H TI c NGE E Ochtrup N-R S O P R O V I N Z - S - I Alfeld-Elze Oker S W Mittweide- Guhlen 1/ 1a k K Märkisch- Trebatsch

L NW Ratzdorf

r A Buchholz Leibsch 2000 UE 2000 Wellmitz a R Dornswalde Steinsdorf Breslack 52° N SC I 52° 2000 m H Schenkendöbern-Ost II Guben t O R Gr. Fallstein L Atterwasch hein L B Tauer NO Kl. Fallstein E R A Lübben Schlagsdorf Al N Z Drewitz Herbern 58 D E A U S I T Staßfurt N B U R G - L Lakoma

Cottbus 2000 Burg Drebkau- Komptendorf Branitz

HARZ Raden Döbern 2000 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 Holzsußra N Mehrstedt G Leipzig E Rockensußra E E Mühlhausen Allmenhausen R Kirchheilingen Kirchh. G Zentralsch. B Dresden R E I Langensalza-N. C Erdgasvorkommen B K Behringen E N Köln E Fahner Höhe FreibergErdölvorkommen G 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 2016 Regen Römerberg 7 0 100km

Altmühl F

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G D K Neckar L Ulm A D onau R N N W E I Inn S Z E E E R G München FreiburgH A 48° 48° O N D I R W A V L H R

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8° 10° 12° 14°

Hannover - L2.2 Gez.: B. Herrmann Anl_02 Buntsandstein_2016.FH11 Stand: 31.12.2016 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

T S G C O

H Od E R H Zechstein

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 L A U 52° entheimer Sand Ems S I B 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 me hRuei Zechstein enthr Leipzig B Kassel T H R h B Ü 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 Do V nau B 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 - L2.2 - anl_03 Gebiete und Erdölstrukturen_2016.fh11 Stand: 31.12.2016

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 Erdgasförderung >1,0 Mrd. m³/a Neckar - B E C K E N Erdgasförderung >0,5 Mrd. m³/a 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 - L2.2 - anl_04 Gebiete und Erdgasstrukturen_2016.fh11 Stand: 31.12.2016

Prospektive Gebiete, Erdgasfelder und charakteristische Erdgasstrukturen. Anlage 5

Anzahl

150 Erdölfelder

100

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2016 2009 Neuordnung der Erdölfelder

Mio. t

9 Erdölförderung

8 + Kondensat

4 2,36 Mio. t

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2016

Erdölförderung und Anzahl der produzierenden Felder 1945 bis 2016.

Hannover - L2.2 Stand: 31.12.2016 Anl_05 Erdölfelder+Förderung_2016.FH11 Anlage 6

Anzahl 150 Erdgasfelder

100 77

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2016 1999 Neuordnung der Erdgasfelder

3 Mrd. m (Vn)

Erdgasförderung (Rohgas)

3 8,61 Mrd. m (Vn) 20

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2016

Erdgasförderung und Anzahl der produzierenden Felder 1945 bis 2016.

Hannover - L2.2 Stand: 31.12.2016 Anl_06 Erdgasfelder+Förderung_2016.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 Rülzheim 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 Sögel Sulingen Bollermoor / Welpe Reitbrook-West /AllermöheReitbrook-West Lüben-West/ Bodenteich Sinstorf 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 - L2.2 - Stand: 31.12.2016 Anl_07 Stratigraphie Erdoel in Deutschland_2015.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 -SWOstervesede / Thönse (Rhät) / Idsingen Walsrode Bahrenborstel/Burgmoor/Uchte Düste Greetsiel / Leybucht Hengstlage Hengstlage Klosterseelte Nordsee A6 / B4 A6 Nordsee Becklingen Dethlingen Einloh 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 age-Westrum Deutschland t / Hesterberg t / Holte / Mensl t / Holte / Staffhorst

Stratigraphie Kneheim Neubruchhausen Varenesch Varnhorn Adorf Adorf-Dalum-Ringe Emlichheim-Nord/ Laarwald Ratzel Assing Leer Löningen-Wes Siedenburg-Wes / Päpsen Staffhorst-Nord Uphuser Meer Uttum Varnhorn /Quaadmoor/Wöstendöllen/Rechterfeld Wietingsmoor Annaveen Bentheim Emlichheim Fehndorf Frenswegen / Getelo Itterbeck-Halle Kalle Ringe Rütenbrock Wielen Fahner Höhe Kirchheilingen Langensalza-Nord Mühlhausen Inzenham-West Rehden Siedenburg 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 - L2.2 - Stand: 31.12.2016 Anl_08 Stratigraphie Erdgas in Deutschland_2016.FH11 Erdgas Erdgas mit hohem Kondensatanteil

Stratigraphische Tabelle der produzierenden Erdgaslagerstätten in Deutschland. Anlage 9

6° 13078° 10° 12° 14°

E E S Flensburg T S Malm O 4 2 Oberkreide G N E O I E TR E N T S EI S T L D S G OL O 54° R TH O 54° O ES H R N W T T - S Lübeck Rostock E O D Dogger A J

Hamburg

Emden HAMBURGER JURATROG

N Elbe O R D D E U 16488

T S G Zechstein C O

H Oder E R

805 S Ha T v e l 14 306 Aller R B E E C K Berlin Ä N DERS CHSIS E E C Hannover R Spree NI HES N BECKEN O H W F e I s e G r 52° 52° Ems L A U S I Leine T Z Dogger Unter- kreide

Nei Malm ss e Ruhr Elbe

Trias Leipzig Perm 6805 Kassel T Karbon H R Ü h B e E R i I n C N K G E E N R Ölreserven > 5 Mio. t

Saa le Werra Ölreserven > 1,0 Mio. t

ahn TertiärL Ölreserven < 1,0 Mio. t Feld nicht mehr in Förderung Frankfurt Eger Praha 50° 187 Trias Prospektive Gebiete 50° KTB Mosel

N Main Förderung 7923 2016 E Würzburg Erdöl

B Vorräte (in 1000 t) Saar Moldau

A 01.01.2017

R Tertiär 0 100km

G Altmühl - 37 310 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 - L2.2 - Anl_09 Erdölförderung und Vorräte Gebiete nach Formationen_2016.FH11 Stand: 31.12.2016

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 S 43 57 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 8534 Ems N

Oder

H Aller a v

e l Berlin Jura Hannover Spree

Trias 52° Leine 52° Rhein

19 Oberkarbon Zechstein 74 Nei ss e Elbe T H Leipzig Ü Rotliegend R ZechsteinKassel I N E N G E R B E C K

S aa l Werra e Erdgasförderung >1,0 Mrd. m³/a ahn L Erdgasförderung >0,5 Mrd. m³/a 69903 Erdgasförderung <0,5 Mrd. m³/a Frankfurt Eger Feld nicht mehr in FörderungPraha 50° 50°

el Prospektive Gebiete os M Main Würzburg Förderung 2016 Erdgas

Saar (in Mio.Moldau m3(V )) Tertiär Vorräte n - 01.01.2017 - Rohgas - N 13 76 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 - L2.2 - Anl_10 Erdgasförderung und Vorräte Gebiete nach Formationen_2016.fh11 Stand: 31.12.2016

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

60 31,84 Mio. t

0 49 52 56 1960 1970 1980 1990 2000 2010 47 1950 54 58 17

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

300

70,11 Mrd. m³(Vn)

200

100

0 1960 1970 1980 1990 2000 2010 17

Hannover - L2.2 Anl_11 Erdöl-Erdgasreserven_2016.FH11 Hannover - L2.2

Reserven-/Verbrauchsquotient

16 (in Jahren)

Erdöl 10 Erdgas Statische Reichweiten Reichweiten Statische

Anl_12 Erdöl-Erdgasreichweiten_2016.FH11 8

1991 1995 2000 2005 2010 2015 Anlage 12

Anlage 13

(100 %) (100

n ) (V m Mrd. 357 1 rd. 3 ) n (V (18,4 %) (5,2 %) 3 ) ) n n (V (V 3 3 Mrd. m Mrd. (76,4%) Reserven Mrd. m Mrd. 1037 bereits gewonnen bereits rd. rd. 250 zurzeit nicht gewinnbar rd. 70 Mrd. m 70 Mrd. rd. rd. rd. sichere und wahrscheinliche sichere

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

(100 %) (100

Mio. t Mio. 883 rd. ) % 6 , 3 ( t . o i M r 2 a 3 b n . n e d t t n r n i . . n ) ) n o w o i o i e e % % v M w g M r 1 3 e t , e , 3 8 g h 2 s 4 0 4 c 6 e 3 s i ( 3 ( 5 t R i n Erdöl und Erdgas und Erdgas Erdöl in Deutschland . . . e t d Kumulative Produktion & Reserven Kumulative Produktion d r i h r r 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 - L2.2 - Gez.: B. Herrmann Anl_13 Fass+Flamme_2016.FH11 Stand: 31.12.2016 Anlage 14

E E S E FLENSBURG T E S S O D R O Kiel-Rönne N 9 Heide 111 1 Heide 101 ROSTOCK 0 100km LÜBECK

Wilhelmshaven- Rüstringen 400 Blexen 628 37 HAMBURG Krummhörn 1999 8 Ohrensen 216 1218 2 Kraak 24 (2200) 9 272 Sottorf Etzel 73Bremen- Jemgum Huntorf Lesum Harsefeld 127 Elbe 375 Nüttermoor 308 5 156 346 1312 (854) BREMEN

Oder Ha 1 Hülsen v 405 Peckensen e l 4400 Aller (k.A.) Rehden 180 BERLIN Uelsen Rüdersdorf 840 HANNOVER 199 Berlin 364 135 Spree 306 Empelde 97 W 196 e s 418 e 303 (50) r 184 Ems Leine Epe 550 1860 Bernburg Staßfurt Katharina (409) 1026 2 Bernburg- 204 Gnetsch Nei ss 178 Teutschenthal e Xanten Elbe Ruhr 3 440 Bad LEIPZIG KASSEL 62 Lauchstädt Allmen- 723 DRESDEN R hausen 3 h 190 e Burggraf- i n Kirchheilingen Bernsdorf

Reckrod 110 Saa le Werra ahn L

FRANKFURT

Mosel Stockstadt WÜRZBURG 135 Main 80 Eschenfelden Frankenthal Hähnlein Saar 90 72 30 NÜRNBERG Regen Sandhausen

Altmühl

STUTTGART nau Do Rhein o na D Isar u

Neckar

Inn MÜNCHEN Bierwang 365 1000 Wolfersberg 150 992 FREIBURG Fronhofen- Iller Illmensee Schmidhausen 12 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 - L2.2 - Anl_14 Untertagespeicher_2015.fh11 Stand: 31.12.2016

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

3 Mrd. m (Vn)

6 Arbeitsgasvolumen

0 1955 60 65 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2016

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

- L2.2 - Hannover Anl_15 Arbeitsgaskapazität_2016.FH11 Stand: 31.12.2016