Jahresbericht 2013 ZAHLEN UND FAKTEN

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1 Jahresbericht 2013 ZAHLEN UND FAKTEN Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e.v.

2 Jahresbericht 2013 ZAHLEN UND FAKTEN IMPRESSUM Herausgeber: WEG Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e. V. Berliner Allee 26, Hannover Redaktion: Dr. Hartmut Pick Miriam Ahrens Ralf Dreyer Gestaltung: Jörg van Alen, Düsseldorf Druck: gutenberg beuys feindruckerei, Hannover Stand: Juni 2014 Die Fotos wurden sofern nicht anders angegeben von den Mitgliedsunternehmen des WEG zur Verfügung gestellt.

3 04 WEG JAHRESBERICHT 2013 INHALTSVERZEICHNIS 10 WIRTSCHAFTLICHES UND POLITISCHES UMFELD INHALTSVERZEICHNIS 3 Impressum 6 Vorstand und Geschäftsführung 8 Vorwort 28 Untertage-Erdgasspeicher 30 Speicher im Untergrund 31 Maximale Versorgungssicherheit 30 Speichervolumen in Deutschland 32 Umweltschutz und Arbeitssicherheit 20 Niederlande Ems Münster Dänemark ERDGAS- UND ERDÖL- PRODUKTION Nordsee IN DEUTSCHLAND Bremen Hannover Kiel Hamburg Schwerin Elbe Magdeburg Ostsee Havel Berlin Oder Polen 28 UNTERTAGE- ERDGASSPEICHER 10 Wirtschaftliches und 34 Arbeitssicherheit Maas Rhein Elbe Spree Neisse politisches Umfeld 12 Entwicklung des Ölmarktes 12 Erdgasmarkt 13 Förderabgabe 14 Investitionsblockade bedroht Standort 14 Die Energiewende gelingt nur mit Erdgas 16 Neuer Rechtsrahmen für Schiefergasförderung 17 Dialogprozess zur Zukunft der 34 Veröffentlichung der Frac-Fluide 35 Qualitätsstandards für Fracking in Deutschland 36 Bürgerinfo Seismisches Messsystem geht online 37 Weniger Emissionen sind besser fürs Klima 38 Umweltschutz durch Reduzierung der Fackelmengen 38 Sicherer Umgang mit Lagerstättenwasser Belgien Meuse Düsseldorf 32 Frankfurt Luxemburg UMWELTSCHUTZ Saarbrücken UND ARBEITSSICHERHEIT Frankreich Rhein Stuttgart Kassel Bodensee Weser Main Donau Erfurt Nürnberg München Isar Leipzig Inn Dresden Tschechische Republik Vltava Donau Österreich 42 AUSLANDSTÄTIGKEIT Erdgasförderung in Niedersachsen 40 Maßnahmen und Monitoring nach Schweiz 18 Geplante Umstellung von Ölaustritt in Etzel L-Gas-Markträumen 42 Auslandsaktivitäten Erdgaslagerstätte Erdöllagerstätte Entfernung in km Erdgas- und Erdölproduktion in Deutschland 22 Erdgasproduktion 23 Erdgas Reserven und Potenziale 45 Europa 48 GUS 48 Afrika 49 Naher/Mittlerer Osten 51 STATISTISCHER TEIL 24 Schwefelproduktion 49 Südamerika 24 Erdölproduktion 50 Weltweite Aktivitäten der deutschen E&P-Industrie 26 Erdöl Reserven und Potenziale 26 Investitionen und Bohrtätigkeit 51 Statistischer Teil 27 Mitarbeiter in der E&P-Industrie 74 Mitglieder

4 06 WEG JAHRESBERICHT 2013 VORSTAND UND GESCHÄFTSFÜHRUNG 07 VORSTAND UND GESCHÄFTSFÜHRUNG Dr. Gernot Kalkoffen Vorsitzender Vorsitzender des Vorstandes der ExxonMobil Central Europe Holding GmbH, Hamburg Sprecher der Geschäftsführung der ExxonMobil Production Deutschland GmbH, Hannover Martin Bachmann stellvertretender Vorsitzender Mitglied des Vorstandes der Wintershall Holding GmbH, Kassel Dominique Bayen Mitglied der Vorstandes Geschäftsführer der GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH, Lingen (Ems) Josef Schmid Hauptgeschäftsführer MITGLIEDER 87 Mitgliedsunternehmen und deren Interessen werden durch den WEG vertreten Stand: 5/2014 Thomas Rappuhn stellvertretender Vorsitzender Vorsitzender des Vorstandes der RWE Dea AG, Hamburg Joachim Büchner Mitglied des Vorstandes Geschäftsführer der ITAG Tiefbohr GmbH, Celle

5 08 WEG JAHRESBERICHT 2013 VORWORT VORWORT Offensichtlich bedarf es besonderer Umstände, damit die Bedeutung der heimischen Erdöl- und Erdgasförderung in das öffentliche Bewusstsein rückt. Dabei trägt die Explorations- und Produktionsindustrie (E&P-Industrie) seit über 150 Jahren zu mehr Sicherheit und mehr Unabhängigkeit in unserer Energieversorgung bei. Mit ihrer langjährigen Erfahrung und der Bereitschaft zu ständiger Weiterentwicklung, hat sie sich in Deutschland zu einer industriepolitisch bedeutenden Schlüsselbranche entwickelt. Technische Entwicklungen zeigen für die Zukunft neue Chancen auch in Deutschland auf. Das gilt sowohl für Erdöl als auch für Erdgas, auch heute noch die wichtigsten Energieträger im deutschen Energiemix. Beim Erdgas dominiert die mögliche Nutzung von Schiefergaspotenzialen die öffentliche und politische Diskussion in Deutschland. Etliche Studien haben die Potenziale und die möglichen Risiken untersucht durch die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, für das Land Nordrhein-Westfalen, für das Umweltbundesamt und im Rahmen eines umfangreichen Info-Dialogs. Einig sind sich alle Studien darin, dass es keinen Grund gibt, Fracking in Deutschland zu verbieten, sondern vielmehr schrittweise mit Pilotprojekten voranzuschreiten und dabei noch offene Fragen durch die Wissenschaft zu klären. Die nunmehr fünf Jahre andauernde Diskussion hat allerdings zu einer Investitionsblockade auch in der konventionellen Erdgasproduktion in Deutschland geführt, die sich inzwischen mit Produktionsrückgang, schrumpfenden Reserven und sinkenden Förderabgaben bemerkbar macht. Diesen Trend gilt es umzukehren. Deutschland hat sich für die Energiewende entschieden. Diese zu stemmen, stellt unser Land vor große logistische, aber vor allem auch finanzielle Herausforderungen. Unsere Industrie steht bereit, in die Zukunft des Landes zu investieren und damit einen wichtigen Beitrag für eine sichere und unabhängige Energieversorgung zu leisten. Dass es dabei nicht nur um die mehr als Arbeitsplätze in der E&P-Industrie geht, hat eine Studie eines renommierten internationalen Instituts kürzlich belegt. Die Nutzung von Schiefergas aus Deutschland könnte danach für die deutsche Industrie über den Preiseffekt wie ein Konjunkturprogramm wirken. Zusätzliches Wirtschaftswachstum und bis zu eine Million neuer Arbeitsplätze wären möglich. Die deutschen Erdgasproduzenten wissen aber auch, dass dies nur über Akzeptanz möglich ist. Dialog, Transparenz und die Weiterentwicklung hoher technischer Standards bilden die Basis hierfür. Was fehlt, sind verlässliche Rahmenbedingungen, die alle Anforderungen hinsichtlich Umweltschutz, Bürgerinteressen und Rohstoffversorgung gleichrangig berücksichtigen. Für sichere Arbeitsplätze und mehr Unabhängigkeit in der Energieversorgung. Dr. Gernot Kalkoffen Vorsitzender des Vorstandes des Wirtschaftsverbandes Erdöl- und Erdgasgewinnung e.v.

6 10 WEG JAHRESBERICHT 2013 WIRTSCHAFTLICHES UND POLITISCHES UMFELD INVESTITIONEN IN DIE HEIMISCHE PRODUKTION SICHERN DIE ENERGIEVERSORGUNG WIRTSCHAFTLICH UND ÖKOLOGISCH VERANT- WORTBARE ERDÖL- UND ERDGASFÖRDERUNG Derzeit werden in Deutschland Investitionen der E&P-Industrie politisch blockiert; über einen neuen Rechtsrahmen wird diskutiert. Letztendlich geht es um die Frage, unter welchen Bedingungen eine wirtschaftlich und ökologisch verantwortbare Erdöl- und Erdgasproduktion in Deutschland weiter erfolgen kann. Dabei ändert sich das Marktumfeld für die deutsche Erdöl- und Erdgasproduktion insgesamt. Die Wettbewerbssituation auf den Absatzmärkten verändert sich und die unterschiedliche Entwicklung der Energiepreise in den USA und in Europa setzt sich fort. ROHÖLPREIS ERDGASPREIS FÖRDERABGABE 108 $ pro Barrel betrug der Rohölpreis 2013 und war im Jahresmittel etwas niedriger als % niedriger war 2013 der Erdgaspreis in den USA als in Deutschland 800 Mio. Euro haben die Bundesländer 2013 an Förderabgaben für die Erdöl- und Erdgasproduktion in Deutschland erhalten

7 12 WEG JAHRESBERICHT 2013 WIRTSCHAFTLICHES UND POLITISCHES UMFELD 13 KENNZAHLEN Erdgasförderung Mrd. m 3 Inland 9,8 10,8 11,9 Ausland 15,6 15,4 14,9 Erdölförderung Mio. t Inland 2,6 2,6 2,7 Ausland 5,4 8,7 4,6 Förderabgaben-/Förderzinsaufwand im Inland Mio ,5 910,3 Bohrleistung im Inland km 43,4 71,4 73,3 Reserven im Inland Erdgas Mrd. m 3 97,0 116,0 125,0 Erdöl Mio t 31,5 32,3 35,3 Erdgasspeicher im Inland Mrd. m 3 Arbeitsgasvolumen 23,8 22,9 20,4 davon Porenspeicher 10,6 10,8 10,4 davon Kavernenspeicher 13,2 12,1 10,0 Mitarbeiter Anzahl (WEG-Mitglieder) Entwicklung des Ölmarktes Weltweit ist Erdöl weiterhin der wichtigste Energieträger und auch als Rohstoff in der Industrie unersetzlich. Die globale Nachfrage nach Erdöl ist 2013 erneut gestiegen und hat einen neuen Rekordwert erreicht. Ebenfalls gestiegen ist die weltweite Erdölproduktion. Sie lag wie schon im Vorjahr leicht höher als die weltweite Nachfrage. Der Markt zeigte sich 2013 vergleichsweise stabil. Mit geringen Schwankungen von plus/minus fünf Prozent um den Jahresdurchschnitt notierte die Sorte Brent im Jahresmittel 2013 bei 108 Dollar je Barrel geringfügig niedriger als im Vorjahr. In Folge der Erholung des Euro gegenüber dem Dollar ist der Wert der Sorte Brent in Euro um vier Prozent auf 82 Euro je Barrel gesunken. Die unterschiedliche Entwicklung der Energiepreise in Europa und den USA hat sich 2013 fortgesetzt. Erneut hat die amerikanische Ölsorte WTI niedriger notiert als die europäische Sorte Brent. Nachdem in früheren Jahren WTI immer leicht oberhalb von Brent bewertet wurde, ist dies seit 2011 nicht mehr der Fall lagen die Ölpreise in den USA um zehn Prozent niedriger als in Europa. Dies ist eine Folge der gestiegenen Eigenproduktion in den USA. Auch am Gasmarkt hat sich der Trend, dass die Erdgaspreise in den USA deutlich niedriger liegen als in Europa, fortgesetzt. Im Jahresmittel lagen die Erdgaspreise in den USA umgerechnet bei 0,82 ct/kwh, mithin bei einem Drittel des Gaspreises in Europa. Dies ist das Ergebnis der mit Hilfe der Frac-Technologie deutlich gestiegenen Erdgasproduktion in den USA. Förderabgabe Für die Bundesländer ist die Förderabgabe weiterhin eine wichtige Einnahmequelle. Trotz schrumpfender Produktion haben die E&P-Unternehmen 2013 mehr als 800 Millionen Euro an Förderabgabe und Förderzins abgeführt. Das Gesamtaufkommen lag damit rund 100 Millionen Euro niedriger als im Vorjahr. Den größten Anteil an der Förderabgabe erhält das Land Niedersachsen für die Erdgasproduktion, die fast vollständig aus diesem Land kommt. Aufgrund der Erdölproduktion nehmen auch andere Länder Förderabgabe ein wie beispielsweise Schleswig-Holstein oder Rheinland-Pfalz. Über den Länderfinanzausgleich profitieren aber alle Bundesländer von der insgesamt abgeführten Förderabgabe aus der Erdgasund Erdölproduktion ERDGASPREISENTWICKLUNG IN DEUTSCHLAND UND DEN USA ,76 0,82 0 *2007* 2008 *2008* 2009 *2009* 2010 *2010* 2011 *2011* 2012 *2012* 2013 ct/kwh Grenzübergangswert Deutschland Henry-Hub USA FÖRDERABGABE 8 Mrd. ÖLPREISENTWICKLUNG IN EUROPA UND DEN USA ,62 97,96 0 *2007* 2008 *2008* 2009 *2009* 2010 *2010* 2011 *2011* 2012 *2012* 2013 $/bbl Brent (Europa) WTI (USA) Erdgasmarkt Seit Jahren liegen die Erdgaspreise deutlich niedriger als die Ölpreise. Umgerechnet in Barrel lag der Grenzübergangswert für Erdgas in Deutschland mit rund 44 Euro je Barrel Öläquivalent bei etwa der Hälfte der Ölnotierungen. Angeglichen haben sich 2013 die Grenzübergangswerte und die Spotmarktnotierungen für Erdgas. Im Jahresmittel lagen die Grenzübergangswerte bei 2,76 ct/kwh, während die Spotmarktnotierungen an der Leipziger Energiebörse EEX im Jahresmittel bei 2,74 ct/kwh gelegen haben. Insbesondere in den kalten Wintermonaten lagen die Notierungen an den Spotmärkten höher als die Grenzübergangswerte. Noch im Jahr 2010 waren die Erdgaspreise an den Spotmärkten rund 40 Prozent niedriger als die Grenzübergangswerte. Für die Erdgas- und Erdölproduzenten wird die Förderabgabe zunehmend zu einer wirtschaftlichen Belastung. Während sich die Erlöse in den letzten Jahren stabil entwickelt haben, führt der fortschreitende Produktionsrückgang unweigerlich zu einer kontinuierlichen Steigerung der spezifischen Kosten. Dieser Druck auf die Ergebnisse wird durch die Förderabgabe noch verschärft, weil sowohl Niedersachsen als auch Schleswig-Holstein die Förderabgabesätze zum 1. Januar 2013 erhöht und für 2014 unverändert gelassen haben. Dadurch ist das wirtschaftliche Ergebnis der Erdgasproduktion nach Kosten, Förderabgaben und Steuern innerhalb von zwei Jahren um rund 20 Prozent gesunken. Aus Sicht der E&P-Industrie müssen sich die veränderten wirtschaftlichen Bedingungen generell auch in einer flexibleren Förderabgabepolitik widerspiegeln, um auch in Zukunft eine nennenswerte Erdöl- und Euro hat die Explorations- und Produktionsindustrie in den letzten zehn Jahren an Förderabgabe an die Bundesländer abgeführt

8 14 WEG JAHRESBERICHT 2013 WIRTSCHAFTLICHES UND POLITISCHES UMFELD Erdgasproduktion aus eigenen Quellen zu ermöglichen. Der Förderabgabe kommt auch eine wichtige Rolle mit Blick auf die Wirtschaftlichkeit von Investitionen in bestehenden Feldern und für Explorationsprojekte zu. Investitionsblockade bedroht Standort Die seit Jahren andauernde Debatte um Schiefergas in Deutschland blockiert Investitionen der E&P-Industrie. Eine Umfrage unter den Mitgliedern des WEG hat ergeben, dass Investitionen in Höhe von etwa 1 Milliarde Euro auf Eis liegen. Die Blockade zeigt Wirkung: Die Produktion sinkt, die Förderabgabe geht zurück und die Service-Industrie findet immer weniger Beschäftigung. So lag im vergangenen Jahr die Auslastung der 28 in Deutschland verfügbaren Bohranlagen bei weniger als 60 Prozent Tendenz: weiter fallend. Für die Serviceindustrie wird damit die Situation in Deutschland immer unsicherer. Die Folge wird eine Verlagerung der Bohranlagen ins Ausland sein. In Deutschland gehen damit Know-how und Arbeitsplätze verloren. Letztendlich gefährdet eine Fortsetzung der Investitionsblockade die Erdgasproduktion in Deutschland und etwa Arbeitsplätze. Diese Zahl schließt sowohl die Mitarbeiter aus den WEG- Mitgliedsunternehmen als auch die Beschäftigten aus den Zuliefer- und Dienstleistungsbereichen ein. Die Studie zeigt, dass der Übergang zu einer nachhaltigen Energiepolitik mit geringerem CO 2 -Ausstoß und die dauerhafte Sicherung der Wettbewerbsfähigkeit in Deutschland durchaus miteinander kompatibel sind mit mehr Erdgas im Energiemix. IHS ist auch der Frage nachgegangen, woher das benötigte Erdgas kommen kann, insbesondere ob eigene wirtschaftliche Quellen zur Verfügung stehen. Dazu hat IHS Potenziale für eine Erdgasförderung aus eigenen Quellen, die Auswirkung der Nutzung dieser Potenziale auf die Energiepreise sowie die Frage, in welchem Umfang eine wirtschaftliche Erschließung möglich sein kann, untersucht. Im Wesentlichen geht es dabei um die Schiefergaspotenziale. Zusammenfassend kommt IHS zu dem Ergebnis, dass die Nutzung der Schiefergaspotenziale in Deutschland zu einer Verringerung des Erdgaspreises um 20 Prozent führen könnte. Bei diesem Preisniveau hält IHS den größten Teil der Potenziale in Deutschland für wirtschaftlich förderbar. Dadurch könnten bis zum Jahr 2040 insgesamt 611 Milliarden Kubikmeter Erdgas wirtschaftlich gefördert werden. In den 2030er Jahren hält IHS einen Anteil von 35 Prozent des Erdgasbedarfs aus eigenen Quellen für wirtschaftlich möglich. Die Energiewende gelingt nur mit Erdgas Für die deutsche Wirtschaft sind Energiekosten von zentraler Bedeutung. Zu hohe Preise für Strom und Gas können die internationale Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie gefährden. In einer Studie hat das weltweit tätige Institut IHS im Auftrag verschiedener Industrieverbände und Unternehmen die Verbindungen zwischen den Energiekosten, der Wettbewerbsfähigkeit und der Wirtschaftsleistung in Deutschland untersucht. IHS ist zu dem Ergebnis gekommen, dass Erdgas und insbesondere das heimische Erdgas der Schlüssel für eine bezahlbare Energiewende in Deutschland ist.

9 16 WEG JAHRESBERICHT 2013 WIRTSCHAFTLICHES UND POLITISCHES UMFELD 17 KONVENTIONELLE/UNKONVEN- TIONELLE ERDGASLAGERSTÄTTEN In Literatur und Medien sind verschiedene Abgrenzungen zwischen konventionellen und unkonventionellen Lagerstätten zu finden. Die Zuordnung der Lagerstättentypen ist tatsächlich Veränderungen unterworfen. Was noch vor 20 Jahren als unkonventionell galt, wird heute aufgrund langjähriger Erfahrungen als konventionell eingestuft. In Deutschland ist die Bezeichnung konventionell gängig für Lagerstätten, bei denen das Erdgas in den Poren unterschiedlich durchlässiger Gesteine (meist Sandsteine) gespeichert ist. Bei sogenannten unkonventionellen Lagerstätten ist das Erdgas dagegen fest in den Gesteinen gebunden, in denen es entstanden ist (z.b. in Schiefergestein und Kohleflözen). Neuer Rechtsrahmen für Schiefergasförderung In ihrem Koalitionsvertrag hat die Bundesregierung die Absicht geäußert, den Rechtsrahmen für die Schiefergasförderung zu ändern. Hierzu soll es eine Änderung des Wasserhaushaltsgesetzes sowie der Verordnung über die Umweltverträglichkeitsprüfung bergbaulicher Vorhaben geben. Die deutschen Erdgasproduzenten stehen Änderungen des Rechtsrahmens aufgeschlossen gegenüber. Sie akzeptieren die Forderung nach einer Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) für Frac-Maßnahmen, sprechen sich dabei aber für eine Differenzierung aus, die in Deutschland vorhandene Erfahrungswerte berücksichtigt. Seit den 1960er Jahren wird Hydraulic Fracturing in Sandstein-Lagerstätten angewandt inzwischen mehr als 300 mal. Dagegen gibt es in Schiefergesteinen in Deutschland bisher nur wenig Erfahrung. Deshalb schlägt der WEG vor: Planfeststellungsverfahren einschließlich UVP für Frac-Maßnahmen in Schiefergesteinen, Planfeststellungsverfahren einschließlich UVP für Frac-Maßnahmen in konventionellen Tight-Gas- Lagerstätten (Sandsteinen), wenn aufgrund einer Vorprüfung gem. 3c) UVPG die Maßnahme erhebliche Umweltauswirkungen haben kann. Diese Unterscheidung schafft insbesondere hinsichtlich der Tight-Gas-Lagerstätten die nötige Flexibilität für die Länder, die dann in Abhängigkeit der geologischen Verhältnisse und der eingesetzten Verfahren sachgerecht entscheiden und hierfür auch eigene Kriterien festlegen können, wann ein Planfeststellungverfahren einschließlich UVP durchgeführt wird. Wegen der schrittweisen Vorgehensweise bei der Erschließung von Feldern sollte das UVP-Verfahren eine abschnittsoder stufenweise Planfeststellung vorsehen, um bereits gewonnene Erkenntnisse aus UVP-Verfahren bei späteren Entwicklungen zu verwerten und anzuerkennen. Die deutschen Erdgasproduzenten sind für Vorschläge offen, Hydraulic Fracturing mit giftigen und umweltgefährlichen Fracfluiden in Wasserschutzgebieten nicht zuzulas - sen. Gleichzeitig warnen sie aber davor, pauschal groß - flächige Gebiete von der Erdgasproduktion auszuschlie - ßen, denn dies würde lediglich große Teile der Reserven einer Nutzung entziehen, ohne dass damit ein Vorteil für den Trinkwasserschutz verbunden ist. Ausschlussgebiete müssen aus Sicht der Erdgasproduzenten exakt definiert und rechtlich bestimmt sein. Insgesamt müssen Änderungen des Rechtsrahmens zielgerichtet sein und auch weiterhin eine wirtschaftliche Erdgasförderung in Deutschland ermöglichen. Die deutschen Erdgasproduzenten sind bereit, sich in die Diskussion über den neuen Rechtsrahmen einzubringen. Sie kommen dabei auch der Öffentlichkeit und der Politik weit entgegen und gehen neue Wege. Dialog, Transparenz und die Weiterentwicklung technischer Standards bilden hierfür die Basis. Für Frac-Maßnahmen wurde eine WEG-Richtlinie erstellt, in der die technischen Standards und Regeln zusammenfasst sind. Mit dieser Richtlinie haben sich die Unternehmen verpflichtet, nur Frac-Fluide einzusetzen, die als Gemisch weder giftig noch umweltgefährlich und maximal als schwach wassergefährdend (WGK 1) eingestuft sind. Dialogprozess zur Zukunft der Erdgasförderung in Niedersachsen Auf Initiative der niedersächsischen Ministerien für Umwelt und Wirtschaft wurden Mitte des Jahres 2013 Fachgespräche über die Zukunft der Erdgasgasförderung mittels Hydraulic Fracturing begonnen. An dem Dialogprozess beteiligen sich Ministerien, Behörden, verschiedene Interessengruppen sowie Vertreter des WEG und seiner Mitgliedsunternehmen. Inhaltlich geht es um die Voraussetzungen, unter denen die Aktivitäten in konventionellen Lagerstätten wirtschaftlich und ökologisch verantwortungsvoll fortgesetzt werden können. In diesem Rahmen hat die niedersächsische Landesregierung einen ersten Eckpunkteentwurf für einen Runderlass vorgelegt. Diesen betrachtet der WEG als wichtige Grundlage für die HYDRAULIC FRACTURING Fachbegriff für ein bewährtes Verfahren, mit dem Fließwege in sehr dichtem Gestein geschaffen werden. Schon seit den 1960er Jahren ist die Technologie in Deutschland zur Stimulierung konventioneller Lagerstätten im Einsatz. Heute geht rund ein Drittel der heimischen Erdgasproduktion auf Hydraulic Fracturing zurück. Künftig könnte damit auch der Zugang zu unkonventionellen Ressourcen gelingen. Die Kurzform Fracking hat sich als ein eigenständiger Begriff eingebürgert, ist aber ähnlich wie Handy ein Kunstwort. In Niedersachsen werden in einem Dialogprozess die Voraussetzungen einer wirtschaftlich und ökologisch verantwortbaren Erdgasförderung diskutiert.

10 18 WEG JAHRESBERICHT 2013 WIRTSCHAFTLICHES UND POLITISCHES UMFELD WEG-PUBLIKATIONEN Erdgas & Erdöl Entstehung Suche Förderung weitere Diskussion, spricht sich aber gegen Festlegungen nach dem Gießkannenprinzip, sondern für sachgerechte Entscheidungen im Einzelfall aus. In den Dialogprozess werden die deutschen Erdgasproduzenten sich weiterhin aktiv einbringen. Hydraulic Fracturing Prozess und Perspektiven in Deutschland Sicher und umweltschonend: Erdgasproduktion in Deutschland Chancen nutzen Umwelt schützen (Thesen zur Erschließung von Erdgaslagerstätten in Schiefergesteinen und Kohleflözen) 10 Argumente für die Erdöl- und Erdgasproduktion in Deutschland Seismik Auf der Suche nach Erdgas Reserven und Ressourcen Die deutsche E&P-Industrie weltweit aktiv The German E&P-Industry worldwide activities Standpunkte Dr. Markus Kerber: Wachstum braucht Energie. Die deutsche Industrie braucht auch Energie- Rohstoffe aus Deutschland Dr. Oliver Liersch: Erdöl und Erdgas Wichtige Säule für das Energieland Niedersachsen UNTERSTÜTZE PUBLIKATIONEN Zeitbild Wissen Erdgas aus Deutschland Schiefergas & Hydraulic Fracturing eine sichere, saubere, verlässliche und wettbewerbsfähige Energiequelle für Europa (deutsche Übersetzung einer OGP-Publikation) Geplante Umstellung von L-Gas-Markträumen Zur Vorbereitung der Datengrundlagen für den Netzentwicklungsplan Gas, speziell für den Bereich L-Gas, führen die deutschen Erdgasproduzenten, die Netzbetreiber sowie die Speicherbetreiber einen strukturierten Dialog über die zukünftige Entwicklung des L-Gas-Marktes in Deutschland. Die dabei gewonnenen Erkenntnisse fließen jeweils in den Netzentwicklungsplan ein. Aufgrund des erwarteten weiteren Rückgangs der deutschen Produktion in den kommenden Jahren sowie einer bereits von den Niederlanden angekündigten Verringerung der Lieferungen nach Deutschland, haben die Netzbetreiber inzwischen ihre Planungen für Umstellungen von Markträumen von L-Gas auf H-Gas konkretisiert. Da in Deutschland fast ausschließlich L-Gas produziert wird, könnte eine Marktraumumstellung im Extremfall zu einem ganzen oder teilweisen Wegfall des Marktes für in Deutschland produziertes Erdgas führen. Aus Sicht der Erdgasproduzenten sollte sich die Planung der Umstellung daher an den übergeordneten Zielen, der jederzeitigen Sicherstellung der Erdgasversorgung, der Vermeidung von kostenintensiven, verfrühten Netzumstellungen und der jederzeitigen Ableitbarkeit der Erdgasproduktion orientieren. Die deutschen Erdgasproduzenten haben die von den Netzbetreibern gegenüber früheren Planungen jetzt vorgesehene beschleunigte Umstellung kritisiert, da diese nicht durch den Rückgang der Erdgasproduktion, sondern vor allem durch den erwarteten Anschluss von neuen Gaskraftwerken im L-Gas-System erforderlich werden. Aus Sicht der Erdgasproduzenten ist es aber sinnvoller, neue Gaskraftwerke nicht im L-Gas-, sondern im H-Gas-System anzuschließen und damit die kostenintensive Umstellungen von Erdgasheizungsanlagen in Haushalten zeitlich zu verzögern.

11 Elbe 20 WEG JAHRESBERICHT 2013 ERDGAS- UND ERDÖLPRODUKTION IN DEUTSCHLAND ERDGAS- UND ERDÖLLAGERSTÄTTEN IN DEUTSCHLAND Dänemark Ostsee ENERGIESICHERHEIT Nordsee Kiel FÜR DEUTSCHLAND Hamburg Schwerin MIT HEIMISCHEM Bremen Elbe Havel Berlin Oder Polen Ems ERDÖL UND ERDGAS Niederlande Münster Hannover Magdeburg Maas Rhein Spree Neisse Belgien Düsseldorf Kassel Weser Erfurt Leipzig Dresden Meuse Erdöl und Erdgas sind das Herz-Kreislauf-System unserer Gesellschaft. Die Nutzung der heimischen Potenziale ist das Fundament für eine sichere Energieversorgung und für die Wettbewerbsfähigkeit des Industriestandortes Deutschland. Die E&P- Industrie hat diese Chance erkannt und sorgt seit 150 Jahren für einen verlässlichen, umweltverträglichen und zugleich bezahlbaren Energiemix. Luxemburg Saarbrücken Frankfurt Main Nürnberg Tschechische Republik Vltava ERDGASPRODUKTION 9,8 Mrd. ERDÖLPRODUKTION 2,6 Mio. MITARBEITER Frankreich Rhein Stuttgart Bodensee Donau München Isar Inn Donau Österreich Kubikmeter Erdgas hat die deutsche E&P-Industrie 2013 im Land gefördert Tonnen Erdöl wurden im Jahr 2013 in Deutschland produziert hochqualifizierte Mitarbeiter waren 2013 in der E&P-Industrie tätig Schweiz Erdgaslagerstätte Erdöllagerstätte Entfernung in km

12 22 WEG JAHRESBERICHT 2013 ERDGAS- UND ERDÖLPRODUKTION IN DEUTSCHLAND 23 Erdgasproduktion Erdgas Reserven und Potenziale ENTWICKLUNG DER ERDGASFÖRDERUNG 25 SEIT , ,8 14,0 9, Mrd. m³ VERSORGUNG DES DEUTSCHEN ERDGASMARKTES 2013* Mrd. m³ 97,8 *vorläufig, Quelle: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen 2012 Norwegen 20 % Niederlande 25 % Deutschland 12 % sonstige 6 % Russland 37 % VERTEILUNG DER DEUTSCHEN ERDGAS- PRODUKTION NACH BUNDESLÄNDERN 9,8 Niedersachsen 96,7 % Sachsen-Anhalt 1,6 % Schleswig-Holstein 1,4 % sonstige 0,3 % Im Jahr 2013 wurden annähernd 10 Milliarden Kubikmeter Erdgas in Deutschland gefördert. Wie bereits in den vorherigen Jahren war die Erdgasproduktion weiterhin rückläufig. Sie ist in den vergangenen fünf Jahren um ein Drittel gesunken. Zwar konnte der natürliche Rückgang der Produktionskapazitäten in älteren Feldern mit hohen Investitionen und fünf erfolgreichen Produktionsbohrungen teilweise ausgeglichen werden, doch gab es 2013 keine fündigen Explorationsbohrungen. Da bereits seit 2011 in Deutschland keine Frac-Aktivitäten mehr genehmigt und durchgeführt worden sind (in den Jahren davor waren es durchschnittlich 20 pro Jahr), haben sich die Investitionen im Bereich Exploration innerhalb der letzten zwei Jahre halbiert. Der Rückgang in der Erdgasproduktion von mehr als neun Prozent im Vergleich zum Vorjahr ist also vor allem auf verzögerte Genehmigungen für die Erschließung neuer Lagerstätten zurückzuführen. Mit der heimischen Erdgasproduktion, die vor allem im deutschen Markt verkauft wird, konnten zwölf Prozent des Erdgasbedarfs gedeckt werden. Das entspricht der Versorgung von rund sieben Millionen deutschen Haushalten. Neben der eigenen Produktion erfolgte die Erdgasversorgung 2013 im Wesentlichen aus Lieferquellen in Russland, Norwegen und in den Niederlanden. Hinsichtlich der regionalen Verteilung der Erdgasproduktion in Deutschland ist der Anteil Niedersachsens auf annähernd 97 Prozent gestiegen; Sachsen-Anhalt hat mit 1,6 Prozent und Schleswig-Holstein mit 1,4 Prozent zur Erdgasproduktion beigetragen. Mehr als die Hälfte der deutschen Erdgasproduktion stammte auch 2013 wieder aus der Förderregion Weser-Ems. Die Erdgasproduktion aus inländischen Quellen erfolgte 2013 aus 489 produzierenden Bohrungen. In der Gesamtfördermenge von 9,8 Milliarden Kubikmeter waren rund 94 Millionen Kubikmeter Erdölgas enthalten, die als Nebenprodukt der Erdölgewinnung anfielen. Zum Stichtag 31. Dezember 2013 hat Deutschland über 97 Milliarden Kubikmeter Erdgasreserven verfügt, die als sicher oder wahrscheinlich förderbar gelten. Im Vergleich zum Vorjahr ist das ein Rückgang um 19 Milliarden Kubikmeter. Der Rückgang der Reserven ist damit deutlich größer ausgefallen, als es durch die Entnahme der laufenden Produktion (9,8 Milliarden Kubikmeter) zu begründen wäre. Die Ursachen dafür liegen einerseits in den ausbleibenden Genehmigungen für die Erschließung neuer Lagerstätten und andererseits in dem für Niedersachsen anberaumten Ausschluss von Frac-Maßnahmen in Wasserschutzgebieten, der zu einer Neubewertung der Reserven geführt hat. Die derzeitigen Reserven in Höhe von 97 Milliarden Kubikmeter wären ausreichend, um die Erdgasförderung rein rechnerisch betrachtet für die kommenden zehn Jahre auf aktuellem Niveau zu halten. Tatsächlich machen diese Reserven aber nur einen geringen Teil des insgesamt vorhandenen Potenzials aus. Die Potenziale in Gesteinsformationen, die momentan noch nicht wirtschaftlich förderbar oder geologisch noch nicht exakt erfasst sind, beziffert die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) allein für die Vorkommen in konventionellen Lagerstätten auf ca. 150 Milliarden Kubikmeter. Zusätzlich gibt es in Deutschland Vorkommen in unkonventionellen Formationen. In Kohleflözen gelten 450 Milliarden Kubikmeter Erdgas als technisch förderbar; in Schiefergesteinen werden bis zu 2,3 Billionen Kubikmeter gewinnbares Erdgas erwartet. Dieses enorme Potenzial kann über viele Jahrzehnte hinweg entscheidend zu einer verlässlichen, bezahlbaren und umweltverträglichen Energieversorgung in Deutschland beitragen. ERDGAS RESERVEN UND POTENZIALE 10 Erdgasproduktion in Deutschland Erdgasverbrauch in Deutschland Sichere, wahrscheinliche Reserven 150 Potenziale in konventionellen Lagerstätten 450 Potenziale in Kohleflözlagerstätten Potenziale in Schiefergaslagerstätten Mrd. m³ Mrd. m³ Quelle: BGR, AG Energiebilanzen, WEG

13 24 WEG JAHRESBERICHT 2013 ERDGAS- UND ERDÖLPRODUKTION IN DEUTSCHLAND VERLÄSSLICHE UND BEZAHLBARE ENERGIE DANK HEIMISCHER ROHSTOFFE DIE ZEHN PRODUKTIONSSTÄRKSTEN ERDGASFELDER 2013 Goldenstedt-Oythe m³ Völkersen Z m³ Bötersen Pool A m³ Hemsbünde Pool B m³ Söhlingen Pool m³ Siedenburg m³ Visbek m³ Hemmelte Z m³ Hengstlage m³ Uchte m³ STATISTISCHE REICHWEITE DER DEUTSCHEN ERDÖL- UND ERDGASRESERVEN Schwefelproduktion Das in Deutschland häufig vorkommende schwefelwasserstoffhaltige Sauergas wird in Erdgasaufbereitungsanlagen gereinigt. Dabei wird der Schwefelwasserstoff ausgewaschen und in elementaren Schwefel umgewandelt. Größtenteils wird dieser exportiert, zum Teil aber auch in Deutschland weiterverarbeitet, beispielsweise für Düngemittel. Die Schwefelproduktion aus Erdgas betrug 2013 rund 0,75 Millionen Tonnen und war damit 5 Prozent niedriger als im Vorjahr. Erdölproduktion In Deutschland wurden 2013 insgesamt 2,6 Millionen Tonnen Erdöl gefördert. Das im Vergleich zum Vorjahr stabile Produktionsniveau ist auf hohe Investitionen in die Feldesentwicklung mit erfolgreichen Bohrungen zurückzuführen. Dadurch konnte die Nutzungsdauer bestehender Felder verlängert und die Produktionsmenge insgesamt konstant gehalten werden. Die Erdölförderung erfolgte 2013 aus produzierenden Bohrungen. Schleswig-Holstein hat mit mehr als 55 Prozent den größten Beitrag zur deutschen Erdölförderung geleistet. Dort befindet sich die Bohr- und Förderinsel Mittelplate, deren gleichnamige Erdöl-Lagerstätte die größte und bedeutendste in Deutschland ist. Auf Schleswig-Holstein folgt Niedersachsen mit knapp 34 Prozent der inländischen Erdölproduktion. Etwa acht Prozent des deutschen Erdöls kamen auch 2013 aus Quellen in Rheinland-Pfalz *2000*2001*2002*2003*2004*2005*2006*2007*2008*2009*2010*2011*2012* Reichweite Erdgasreserven in Jahren Reichweite Erdölreserven in Jahren Erdöl Reserven und Potenziale Die sicheren und wahrscheinlichen Erdölreserven lagen zum Stichtag 31. Dezember 2013 bei 31,5 Millionen Tonnen. Das waren lediglich 0,8 Millionen Tonnen weniger als vor Jahresfrist. Der Reserven-Rückgang fiel also geringer aus als die Entnahme aus der laufenden Förderung. Bei Zugrundelegung der Förderung des Jahres 2013 beträgt die statistische Reichweite der deutschen Erdölreserven weiterhin mehr als zwölf Jahre.

14 26 WEG JAHRESBERICHT 2013 ERDGAS- UND ERDÖLPRODUKTION IN DEUTSCHLAND 27 ENTWICKLUNG DER ERDÖLFÖRDERUNG SEIT ,9 Deutschland verfügt auch beim Erdöl noch über große Potenziale. Beispielsweise werden in den Küstengewässern der Nordsee Erdölvorkommen in einer Größenordnung von 20 Millionen Tonnen erwartet, die künftig dank hochentwickelter Technologien erschlossen werden können. Investitionen und Bohrtätigkeit Diese mehr als hochqualifizierten Mitarbeiter repräsentieren allerdings nur einen Teil der in der deutschen Erdöl- und Erdgasproduktion tätigen Menschen. Die tatsächliche Zahl, die auch die Beschäftigung aus den Zuliefer- und Dienstleistungsbereichen einschließt, beträgt nach Schätzungen des WEG mindestens das Zweifache. Insgesamt leben also etwa Menschen und ihre Familien direkt und indirekt von der E&P-Industrie. DIE ZEHN PRODUKTIONSSTÄRKSTEN ERDÖLFELDER 2013 Mittelplate t Dieksand t Rühlermoor-Valendis t 4 2, Mio. t ERDÖLRESERVEN Die Investitionen der Erdöl- und Erdgasproduzenten in Deutschland lagen 2013 mit 449 Millionen Euro erneut oberhalb des langjährigen Durchschnitts. Von insgesamt 22 abgeschlossenen Bohrungen waren jedoch nur neun oder 41 Prozent fündig. Die Bohrleistung im Jahr 2013 lag bei 43 Kilometern. Während des gesamten Jahres waren deutschlandweit gleichzeitig bis zu sechs Bohranlagen mit Bohrungen auf Erdöl und Erdgas im Einsatz. In allen Bohrprojekten zusammen wurde an Tagen gebohrt. WEG-Mitglieder haben zum Jahresende 2013 insgesamt 470 Auszubildende in technischen und kaufmännischen Berufen beschäftigt. Die Zahl der Ausbildungsplätze in der E&P-Industrie ist damit gegenüber 2012 nochmals gestiegen und liegt bei 4,75 Prozent der Gesamtbelegschaft. Die Mitarbeiter der deutschen E&P-Unternehmen haben auch 2013 die Chance genutzt, sich im Rahmen von Auslandseinsätzen zu qualifizieren. Ende des Jahres waren 188 Mitarbeiter im Ausland tätig. Das sind knapp zwei Prozent der Gesamtbelegschaft. Römerberg t Emlichheim t Georgsdorf t Bramberge t Scheerhorn/Adorf Aitingen t t Ringe t 31,5 Mio. Tonnen betragen die sicheren und wahrscheinlichen Erdölreserven in Deutschland VERTEILUNG DER DEUTSCHEN ERDÖL- PRODUKTION NACH BUNDESLÄNDERN sonstige 1 % Die auffallend rückgängige Anzahl der Explorationsbohrungen ist auf die seit Mitte 2011 andauernde Debatte über die Anwendung von Hydraulic Fracturing zurückzuführen. Auch 2013 waren sämtliche Investitionen in die Exploration unkonventioneller Lagerstätten in Deutschland blockiert mit weitreichenden Auswirkungen auch auf konventionelle Projekte. Mittlerweile liegen Investitionen in Höhe von etwa eine Milliarde Euro auf Eis. Die Auswirkungen auf die Erdgasproduktionsmengen sind längst spürbar: innerhalb von fünf Jahren sind diese um ein Drittel gesunken. Eine Fortsetzung dieser Blockade gefährdet aber nicht nur die Versorgungssicherheit und Investitionen, sondern damit auch die Arbeitsplätze der fast Menschen, die von dieser Industrie leben. Die deutschen Erdöl- und Erdgasproduzenten haben auch 2013 dazu beitragen, dass die Wertschöpfung mit allen positiven Auswirkungen auf Energiepreise, Arbeitsplätze, Steuereinnahmen und das technologische Know-how im Land bleibt. Schon seit über 150 Jahren sind sie hier aktiv überwiegend in strukturschwachen Regionen. Für viele Kommunen sind sie wichtige Arbeitgeber und Steuerzahler und tragen auch durch die Beschäftigung von ansässigen Handwerkern und Dienstleistern zur wirtschaftlichen Entwicklung in diesen Regionen bei. BOHRUNGEN IN DEUTSCHLAND Niedersachsen 34 % Mitarbeiter in der E&P-Industrie Mio. t 2,6 Bayern 2 % Rheinland-Pfalz 8 % Schleswig-Holstein 55 % Das Aktivitätsniveau der Erdöl- und Erdgasproduzenten sowie in der Service-Industrie war auch 2013 hoch. So ist die Zahl der Mitarbeiter in den WEG-Mitgliedsunternehmen im Jahresdurchschnitt auf insgesamt angestiegen Anzahl fündig Erdgas fündig Erdöl Bohrungen fehl

15 28 WEG JAHRESBERICHT 2013 UNTERTAGE-ERDGASSPEICHER SPEICHER SIND DAS RÜCKGRAT DER ENERGIE-VERSORGUNG SPEICHER BIETEN RAUM FÜR ERDGAS UND EINE FLEXIBLE ENERGIEVERSORGUNG Der Energiebedarf in Deutschland ist groß. Wir decken ihn durch die Ressourcen vor der eigenen Haustür und auch durch Importe. Damit die Versorgung mit Erdgas sicher, flexibel und zuverlässig bleibt, verfügt Deutschland über Erdgasspeicher. Im Jahr 2013 waren in Deutschland Erdgasspeicher mit einem Arbeitsgasvolumen von insgesamt rund 24 Milliarden Kubikmeter in Betrieb. Das entspricht einer Menge, die 24 Prozent des deutschen Erdgasverbrauchs decken kann. PORENSPEICHER KAVERNENSPEICHER VERSORGUNGSSICHERHEIT 10,6 Mrd. Kubikmeter Erdgas betrug 2013 das Arbeitsgasvolumen in Porenspeichern 13,2 Mrd. Kubikmeter Erdgas betrug 2013 das Arbeitsgasvolumen in Kavernenspeichern 24 % des deutschen Erdgasverbrauchs können aus Erdgasspeichern gedeckt werden

16 30 WEG JAHRESBERICHT 2013 UNTERTAGE-ERDGASSPEICHER 31 Speicher im Untergrund Maximale Versorgungssicherheit UNTERTAGE-ERDGASSPEICHER ENTWICKLUNG DES SPEICHERVOLUMENS IN DEUTSCHLAND Porenspeicher natürlich vorhandenes Speichergestein mit gasdichtem Deckgebirge Kavernenspeicher künstlich angelegte Hohlräume im Salzgestein 12,1 Kavernenspeicher 13,2 10,8 Porenspeicher 10, Arbeitsgasvolumen in Mrd. m³ Gesamt 23,8 In Deutschland gibt es zwei Arten von Untertage-Erdgasspeichern: Porenspeicher und Kavernenspeicher. Diese beiden Speichertypen unterscheiden sich nicht nur geologisch voneinander, sondern haben auch verschiedene Vorteile. Porenspeicher sind natürliche Lagerstätten, die sich durch ihre geologische Formation zur Speicherung von Erdgas eignen. Sie befinden sich in porösem Gestein, in dem das Erdgas ähnlich einem stabilen Schwamm aufgenommen und eingelagert wird. Bei der Speicherung wird das Erdgas mit großem Druck in die winzigen, mit bloßem Auge kaum sichtbaren Poren der Gesteinsschicht geleitet. Dabei handelt es sich meist um ausgeförderte Erdgas- oder Erdöl- Reservoire. Durch horizontale und vertikale Abdichtung der ehemaligen Lagerstätten hat die Natur wichtige Voraussetzungen für deren heutige Nutzung als Speicher geschaffen schließlich waren hier Erdöl und Erdgas über Jahrmillionen eingeschlossen. Nach oben sind Porenspeicher durch mächtige Deckschichten aus vorwiegend Ton und Salz abgedichtet. Unterhalb der gasdurchlässigen Gesteinsschichten begrenzt ein wasserführender Bereich das Reservoir. Im Vergleich zu Kavernenspeichern ist der wesentliche Vorteil von Porenspeichen deren größeres Speichervolumen. Kavernenspeicher sind große, künstlich angelegte Hohlräume in unterirdischen Salzstöcken. Die physikalischen Eigenschaften der Salzschicht garantieren eine natürliche Dichtheit der Kavernen, denn der umgebende Salzstock ist eine gasundurchlässige Barriere. Kavernenspeicher werden durch einen Solprozess bergmännisch angelegt. Die Aussolung erfolgt über Tiefbohrungen durch kontrollierte Wasserzufuhr. So entstehen Hohlräume von bis zu 500 Metern Höhe, in denen Erdgas gespeichert werden kann. Die Tiefbohrung wird nach entsprechender Ausrüstung später zur Ein- und Auslagerung des Gases genutzt. Die Ein- und Ausspeicherleistung von Kavernenspeichern ist vergleichsweise höher als die von Porenspeichern. Der Grund dafür ist einfach: Bei Porenspeichern muss das Erdgas zunächst durch das poröse Gestein zur Bohrung strömen, während die Kavernen über eine Tiefbohrung direkt mit den obertägigen Speicheranlagern verbunden sind. Das Speichervolumen der Kavernen- und Porenspeicher in Deutschland entspricht derzeit rund einem Viertel der jährlich verbrauchten Erdgasmenge. Die Speicher federn nicht nur die tages- und jahreszeitlich oder witterungs bedingt schwankende Nachfrage ab, sondern gewinnen auch an strategischer Bedeutung. Sie dienen der Bezugsoptimierung bei schwankenden Gaspreisen und leisten gleichzeitig einen Beitrag zur Stabilisierung des Netzes. Darüber hinaus sind sie ein wichtiges und flexibles Instrument zur Sicherstellung der Erdgasversorgung in Deutschland, da das gespeicherte Erdgas auch Ausfälle kompensieren kann. Die steigende Nachfrage nach Speicherkapazitäten in Deutschland und Europa hält an, denn die verfügbaren Importquellen sind mit erheblich weniger Bezugsflexibilität ausgestattet als die auf lange Sicht rückgängige Eigenproduktion. Daher planen die Erdgasspeicherbetreiber in den nächsten Jahren weitere Speichervolumen im Umfang von sechs Milliarden Kubikmetern zu schaffen. Speichervolumen in Deutschland Die Mitgliedsunternehmen des WEG haben im Jahr 2013 Erdgasspeicher mit einem Arbeitsgasvolumen von 23,8 Milliarden Kubikmetern betrieben (seit dem Vorjahr ein Anstieg um 1,2 Milliarden Kubikmeter). Die mehr als 20 Speicherbetreiber verfügen damit über das größte Erdgasspeichervolumen in der Europäischen Union, gefolgt von Italien, Frankreich und Österreich. Weltweit gibt es nur in den USA, in Russland und in der Ukraine größere Speicher. Insgesamt betreiben die WEG-Mitglieder in Deutschland 244 Kavernen in 27 Speicheranlagen. Das Speichervolumen dieser Kavernen beträgt 13,2 Milliarden Kubikmeter (ein weiterer Zuwachs von mehr als 13 Prozent). Dadurch verfügen die Kavernen inzwischen über einen Anteil von 55 Prozent an dem gesamten installierten Speichervolumen in Deutschland. Die 20 Porenspeicher der WEG-Mitglieder haben ein Arbeitsgasvolumen von 10,6 Milliarden Kubikmeter (im Vergleich zum Vorjahr nahezu konstant). SPEICHERTYPEN IN DEUTSCHLAND NACH ARBEITSGASVOLUMEN Mrd. m³ 24 ERDGASSPEICHER IN DER EU EU gesamt: 99,9 Deutschland: 23,8 Italien: 17,4 Frankreich: 12,6 Österreich: 7,5 Ungarn: 6,3 Niederlande: 5,2 Großbritannien: 4,8 Tschechien: 3,7 Rumänien: 3,5 Spanien: 3,4 Slowakei: 3,0 Polen: 2,7 Sonstige: 6,0 Arbeitsgasvolumen in Mrd. m³, Quelle: IGU ehemalige Erdölfelder 2 % ehemalige Erdgasfelder 39 % Aquifere 4 % Salzkavernen 55 %

17 32 WEG JAHRESBERICHT 2013 UMWELTSCHUTZ UND ARBEITSSICHERHEIT DEUTSCHLANDS ERDGAS- UND ERDÖLVORKOMMEN SIND EINE SICHERE ENERGIEQUELLE MIT HÖCHSTEN STANDARDS GEHEN WIR AUF NUMMER SICHER Die Produktion von Erdöl und Erdgas in Deutschland ist technologisch sehr anspruchsvoll. Sie setzt große Kompetenz und umsichtiges Handeln voraus. Der Vorsprung an Technik-Kompetenz durch jahrzehntelange Forschung und Entwicklung sowie der tägliche Umgang mit höchsten Umweltstandards zeichnen die deutsche E&P-Industrie aus. Mit Sicherheit und Umweltschutz sowie durch den offenen und transparenten Umgang mit Informationen stärkt sie das Vertrauen in eine verantwortungsvolle Nutzung der heimischen Rohstoffe. UNFALLBILANZ METHAN-EMISSIONEN KLIMASCHUTZ Ø 2,1 Unfälle je 1 Million Arbeitsstunden. Auch 2013 liegt die deutsche E&P- Industrie in der Unfallhäufigkeit weit unter dem Bundesdurchschnitt 0,02 % Methanverluste bei der Erdgasproduktion sind ein Beleg für die hohen Umweltstandards und die technische Integrität der Anlagen in der deutschen E&P-Industrie 5 Mio. Tonnen CO 2 werden jährlich durch die Erdgasproduktion in Deutschland vermieden, die auf dem Transportweg für Gas aus dem Ausland anfallen würden

18 34 WEG JAHRESBERICHT 2013 UMWELTSCHUTZ UND ARBEITSSICHERHEIT 35 ARBEITSUNFÄLLE IN DER E&P-INDUSTRIE IM VERGLEICH ZUM BUNDESDURCHSCHNITT ,5 2, Bundesdurchschnitt für Unfälle mit mehr als 3 Ausfalltagen je 1 Million Arbeitsstunden Unfälle in der E&P-Industrie ab 1 Ausfalltag je 1 Million Arbeitsstunden Quelle: Deutsche Gesetzliche Unfallversicherung e.v. (DGUV) FRAC-FLUIDE Arbeitssicherheit Sicherheit, Gesundheit und Umweltschutz haben für die deutsche E&P-Industrie höchste Priorität. Sie tragen Verantwortung für die eigenen Mitarbeiter, für Auftragnehmer und für die Menschen im Umfeld ihrer Betriebe in der Überzeugung, dass grundsätzlich alle Unfälle vermeidbar sind. Dieses Selbstverständnis spiegelt sich in der Unfallbilanz wider: 2013 verzeichneten die Unternehmen der E&P-Industrie im Durchschnitt 2,1 Unfälle je eine Million Arbeitsstunden. Obwohl gegenüber dem Vorjahr ein Anstieg von 1,1 auf 2,1 festzustellen ist, ist die deutsche E&P-Industrie weiterhin erstklassig im Vergleich zu anderen Industriezweigen. Im Bundesdurchschnitt gab es im Jahr 2012 (neuere Daten liegen noch nicht vor) 15,5 meldepflichtige Unfälle je eine Million Arbeitsstunden. Von der deutschen E&P-Industrie werden dabei bereits Unfälle mit nur einem Ausfalltag berücksichtigt, während die Vergleichszahl der gesamten deutschen Industrie lediglich Unfälle mit mehr als drei Ausfalltagen, ebenfalls bezogen auf eine Million Arbeitsstunden, erfasst. Qualitätsstandards für Fracking in Deutschland Auch beim Einsatz und der Weiterentwicklung energieeffizienter und umweltschonender Verfahren geht die deutsche E&P-Industrie voran wurde die Technische Regel zur Praxis der hydraulischen Bohrlochbehandlung für konventionelle Speichergesteine im WEG erarbeitet. Diese Technische Regel beschreibt erstmalig industrieweite Qualitätsstandards für den gesamten Ablauf hydraulischer Bohrlochbehandlungen: Von Beginn der ersten Planungsarbeiten unter Berücksichtigung aller umweltrelevanten Faktoren und der Einbindung aller Interessengruppen vor Ort über die Durchführung der Bohrung und der Bohrlochbehandlung und die Zusammensetzung der Frac-Fluide bis hin zur geregelten Entsorgung des Flow Back. Die Dokumentation stellt darüber hinaus auch Maßnahmen dar, mit denen mögliche Risiken faktenbasiert abgeschätzt, bewertet und minimiert werden können. Sie spiegelt den neuesten Stand einer mehr als 50-jährigen Entwicklung wider, in denen Hydraulic Fracturing in Deutschland genutzt wird, um künstliche Fließwege für Erdgas in sehr dichten Gesteinsformationen zu schaffen. Umfassende Informationen über durchgeführte Fracs in heimischen Erdgaslagerstätten unter Die Inhaltsstoffe von Frac-Fluiden variieren bei jedem Frac abhängig von den spezifischen Druck- und Temperaturverhältnissen sowie von den Gesteinsmerkmalen in der Lagerstätte. Sie setzen sich größtenteils aus Wasser und Stützmitteln (z.b. Sand) zusammen; die Menge an Begleitstoffen ist mit ein bis fünf Prozent vergleichsweise gering. Das Gemisch ist weder umweltgefährlich noch kennzeichnungspflichtig gemäß Chemikalienrecht und entspricht Wassergefährdungsklasse 1, der geringsten Stufe. Die Erdgasproduzenten arbeiten intensiv an der Weiterentwicklung der Frac-Fluide. Ziel ist es, in Zukunft möglichst ohne giftige oder umweltgefährliche Einzelkomponenten auszukommen; die Forschung dafür hat 2013 große Fortschritte gemacht. Veröffentlichung der Frac-Fluide Nicht nur bei der Arbeitssicherheit setzt die deutsche E&P-Industrie weltweit Standards, sondern sie ist auch in puncto Dialog und Transparenz Vorbild. Bestes Beispiel dafür ist die Veröffentlichung der Frac-Fluide auf der Informationsplattform Dort stellen die deutschen Erdgasproduzenten umfassende Informationen über durchgeführte Fracs in Deutschland einschließlich der Einzelkomponenten von eingesetzten Frac-Fluiden zur Verfügung und setzen damit ein klares Signal für Transparenz. Die zentrale Datensammlung umfasst alle hydraulischen Bohrlochbehandlungen, die seit dem Jahr 2010 in heimischen Erdgaslagerstätten durchgeführt worden sind und wird zukünftig erweitert. Seit ihrem ersten Einsatz in den 1940er Jahren hat sich dieses Verfahren zu einer Schlüsseltechnologie bei der Erdgas-Produktion entwickelt. Hydraulic Fracturing ist bisher weltweit in etwa zwei Million Bohrungen zur Anwendung gekommen. In Deutschland ist die Technologie seit den 1960er Jahren sicher und erfolgreich im Einsatz. Sie wurde in Niedersachsen seitdem über 300 mal umweltverträglich zur Stimulierung konventioneller Lagerstätten durchgeführt. Hydraulic Fracturing wird an Relevanz gewinnen. Schon heute geht rund ein Drittel der heimischen Erdgasproduktion auf das Verfahren zurück. Künftig kann damit auch der Zugang zu unkonventionellen Ressourcen in Kohleflözen und Schiefergesteinen gelingen die langjährigen Erfahrungen der deutschen E&P-Industrie, ihre hohen Anforderungen an Sicherheit und Umweltschutz und die daraus abgeleiteten Qualitätsstandards zur Praxis der hydraulischen Bohrlochbehandlung für konventionelle Speichergesteine sind eine gute Grundlage dafür. SEIT MEHR ALS 50 JAHREN WIRD HYDRAULIC FRACTURING IN DEUTSCHLAND ANGEWANDT Anzahl Fracs

19 36 WEG JAHRESBERICHT 2013 UMWELTSCHUTZ UND ARBEITSSICHERHEIT 37 ANALYSE SEISMISCHER EREIGNISSE Bei seismischen Ereignissen wird zwischen natürlichen, also tektonisch bedingten Beben, und induzierten Bruchprozessen unterschieden. Die Unterscheidung dieser Prozesse ist jedoch schwierig und erfordert eine gute Datengrundlage. Den deutschen Erdgasproduzenten ist an einer umfassenden Analyse gelegen. Deshalb haben sie in enger Abstimmung mit dem Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie Niedersachsen (LBEG) ein seismisches Überwachungssystem installiert, das einen wichtigen Beitrag zur Datenerfassung leistet. Durch die Installation des seismischen Messnetzes in der norddeutschen Tiefebene wurde eine belastbare Datengrundlage geschaffen, die eine genauere Kategorisierung auftretender Seismizität ermöglicht. Das Seismische Messsystem online unter weg.dmt.de Bürgerinfo Seismisches Messsystem geht online Bereits seit 2007 betreiben die deutschen Erdgasproduzenten östlich von Bremen in der Region zwischen Weser und Elbe ein seismisches Überwachungssystem. Das Messsystem dient der Erfassung, wissenschaftlichen Auswertung und Begutachtung seismischer Ereignisse, die in Zusammenhang mit der Erdgasgewinnung gebracht werden. Im Jahr 2012 wurde das Überwachungssystem ausgebaut, um die Empfindlichkeit und Messgenauigkeit zu optimieren. Nachdem die Erweiterung und grundlegende Verbesserung des Systems erfolgreich abgeschlossen wurde, werden seit 2013 die Messdaten veröffentlicht. Auf der Website BÜRGERINFO Seismisches Messsystem, die unter weg.dmt.de erreichbar ist, sind die Daten allen Interessierten und vor allem den Bürgern vor Ort online zugänglich. Das Überwachungsnetz besteht aus einem oberirdischen Erschütterungsnetz mit zehn standardisierten Messstationen sowie aus einem unterirdischen seismischen Ortungsnetz mit sechs Bohrlochseismometern. Es erfasst alle relevanten Daten wie die Lage und die Tiefe eines Erschütterungsherdes sowie die für die Wahrnehmung an der Oberfläche relevante Schwinggeschwindigkeit (nach DIN ). Das seismische Messsystem des WEG ist nicht nur in der Lage, die seismischen Ereignisse innerhalb des Überwachungsgebietes in Norddeutschland zu erfassen, sondern registriert auch alle signifikante Erdbeben rund um den Globus. Auf der Website werden die einzelnen Messstationen detailliert vorgestellt. Bei seismischen Ereignissen werden die registrierten Seismogramme, der Ort des Ereignisses, die Schwinggeschwindigkeit und die Magnitude dargestellt. Der Nutzer der Internetseiten kann neben den aktuellen seismischen Ereignissen auch auf alle bisher mit dem Messsystem registrierten Ereignisse zurückgreifen. Zusätzlich werden dem interessierten Bürger Erläuterungen zu den Begriffen der Seismologie angeboten. Weniger Emissionen sind besser fürs Klima Beim Thema Klimaschutz haben sich Deutschland und Europa hohe Ziele gesetzt. Ein wesentlicher Faktor ist die Reduktion der Kohlendioxid-Emissionen. Die Nutzung der heimischen Erdöl- und Erdgasvorkommen spielt dabei eine wichtige Rolle. Beispielsweise werden durch die verbrauchsnahe Produktion von Erdgas jährlich fünf Millionen Tonnen CO 2 -Äquivalent vermieden, die auf dem Transportweg für Erdgas aus dem Ausland anfallen würden. Erdgas hat darüber hinaus die beste CO 2 -Bilanz unter den fossilen Energieträgern. So werden bei der Stromerzeugung aus Erdgas im Vergleich zu Kohle bis zu 60 Prozent weniger Kohlendioxid emittiert. Als sauberster fossiler Energieträger mit vielfältigen Anwendungsmöglichkeiten in der Strom- und Wärmegewinnung ist Erdgas eine unverzichtbare Stütze für die Energiewende in Deutschland. Die spezifischen Emissionen von Kohlendioxid, Methan und Schwefeldioxid waren auch im Jahr 2013 auf sehr niedrigem Niveau. So entstanden bei der Erdgasproduktion je produzierter Tonne Erdgas rund 0,05 Tonnen Kohlendioxid. Die Methanverluste bei der Erdgasförderung betrugen lediglich 0,02 Prozent der Produktion. Dieser bemerkenswert niedrige Wert belegt die hohen Umweltstandards und die technische Integrität der Anlagen in der deutschen E&P-Industrie. Dabei ist zu berücksichtigen, dass bei der Erfassung von Luftemissionen der E&P-Industrie nach einem industrieweit abgestimmten Verfahren auch die diffusen Methanemissionen mit erfasst werden. Die Emissionen an Schwefeldioxid in der E&P-Industrie haben sich im Vergleich zum Vorjahr weiter um 17 Prozent verringert. 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 ENTWICKLUNG DER SPEZIFISCHEN KOHLENDIOXID-EMISSION 0,4 0,3 0,2 0,1 0,4125 0,1026 0, *2008* 2009 *2009* 2010 *2010* 2011 *2011* 2012 *2012* 2013 Schwefelgewinnung aus der Erdgasaufbereitung (t CO 2 je t Sauergas) Erdölförderung (t CO 2 je t Erdöl) Erdgasförderung (t CO 2 je t Erdgas) ENTWICKLUNG DER SPEZIFISCHEN METHAN-EMISSION 0,030 0,025 0,020 0,015 0,010 0, ,024 0,013 0,01 *2008* 2009 *2009* 2010 *2010* 2011 *2011* *2012* Schwefelgewinnung aus der Erdgasaufbereitung (t CH 4 je 100 t Sauergas) Erdölförderung (t CH 4 je 100 t Erdöl) Erdgasförderung (t CH 4 je 100 t Erdgas)

20 38 WEG JAHRESBERICHT 2013 UMWELTSCHUTZ UND ARBEITSSICHERHEIT UMWELTVERTRÄGLICHE ENERGIEVERSORGUNG FACKELMENGEN nur 0,1 % der gesamten Produktion gehen in der deutschen E&P-Industrie durch Abfackeln verloren NORMUNGSAKTIVITÄTEN Der Normenausschuss Erdöl- und Erdgasgewinnung (NÖG) vertritt seit 1975 die nationalen Interessen der deutschen Erdöl- und Erdgasproduzenten und deren Zulieferer und Dienstleister in der Normungsarbeit. Der wesentliche Inhalt der Normungsarbeit besteht in der aktiven Mitarbeit der Beteiligten an den Normungsaktivitäten der weltweit operierenden E&P-Industrie. Diese finden auf europäischer Ebene bei CEN (European Committee for Standardization) und auf internationaler Ebene bei ISO (International Standardisation Organisation) statt. Bei ISO werden die Arbeiten an den Normen im Komitee ISO/TC 67 Materials, equipment and offshore structures for petroleum, petrochemical and natural gas industries und seinen zugehörigen Subcommittees (SC) sowie im ISO/TC 193/ SC 3 Upstream area als auch im ISO/TC 263 Coalbed methane (CBM) durchgeführt. National wird die Normungsarbeit derzeit in 13 Gremien und auf internationaler Ebene in 72 Gremien geleistet. Der Gesamtbestand der internationalen ISO-Normen des TC 67 beträgt aktuell 184 Normen. Im Jahr 2013 wurden fünf Normen (einschl. Vornormen und Fachberichte) erstellt und zwölf Norm-Entwürfe erarbeitet. Umweltschutz durch Reduzierung der Fackelmengen Um ein Zeichen für den verantwortungsvollen und nachhaltigen Umgang mit Ressourcen und Umwelt zu setzen, hat die deutsche E&P-Industrie umweltverträgliche Verfahren entwickelt, die das Abfackeln (Flaring) einschränken. Durch Investitionen in innovative Technik ist es den Unternehmen gelungen, das Abfackeln an immer mehr Produktionsstandorten zurückfahren. So konnten sie die Fackelmengen auch im Jahr 2013 weiter reduzieren: lediglich 0,1 Prozent Fackelverluste an der Gesamtproduktion bedeuten eine deutliche Verbesserung von Effizienz und Nachhaltigkeit ihrer Aktivitäten. Flaring kommt mittlerweile nur noch in Ausnahmefällen zum Einsatz, etwa beim Testen einer Bohrung oder im Zuge von Wartungs- und Reparaturarbeiten. Begleitgas, das bei der Erdölförderung mit an die Oberfläche gelangt, wird nunmehr effizient zur Strom- oder Wärmeproduktion genutzt und das in der Regel vor Ort auf den Anlagen. Dies ist ein weiterer Beitrag der E&P-Industrie zur Reduzierung von Treibhausgasemissionen, der weit über Gesetze und Standards hinausgeht und der zeigt, wie gut sich ökonomische und ökologische Ziele verbinden lassen. Sicherer Umgang mit Lagerstättenwasser Wasser, das natürlicherweise in einer Lagerstätte vorkommt, gelangt bei der Förderung von Erdöl und Erdgas mit an die Oberfläche. Von diesem stark salzhaltigen Lagerstättenwasser werden obertägig Kohlenwasserstoffe weitgehend abgeschieden und danach in der Regel wieder in den tiefen Untergrund verbracht. Für einen verantwortungsvollen Umgang mit Lagerstättenwasser hat die deutsche E&P-Industrie alle Verfahren hinsichtlich ökologischer und wirtschaftlicher Aspekte geprüft. Ergebnis ist, dass Lagerstättenwasser möglichst im Kreislaufprinzip zur Druckerhaltung in Kohlenwasserstoff führenden Formationen genutzt werden soll. Für Lagerstättenwässer, die nicht der Druckerhaltung dienen, ist die Versenkung

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