Jahresbericht 2012 zahlen und fakten

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1 Jahresbericht 2012 zahlen und fakten Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e.v.

2 Jahresbericht 2012 zahlen und fakten

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

4 04 WEG jahresbericht 2012 inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis 3 Impressum 6 Vorstand und Geschäftsführung 28 Untertage-Erdgasspeicher 30 Versorgungssicherheit durch Erdgasspeicher 30 Speichervolumen in Deutschland 8 Vorwort 10 Wirtschaftliches und politisches Umfeld 12 Entwicklung des Ölmarktes 12 Erdgasmarkt 12 Förderabgabe 14 L-Gas-Markt der Markt für deutsches Erdgas 14 Studien zu unkonventionellen Erdgaslagerstätten 17 Neuer Rechtsrahmen für die deutsche Erdgasproduktion 18 Energiesteuerliche Behandlung von umweltgerechter Verwendung des Erdölbegleitgases 20 Erdgas- und Erdölproduktion in Deutschland 22 Erdgasproduktion 23 Erdgas Reserven und Potenziale 24 Schwefelproduktion 24 Erdölproduktion 26 Erdöl Reserven und Potenziale 26 Investitionen und Bohrtätigkeit 27 Mitarbeiter in der E&P-Industrie 32 Umweltschutz und Arbeitssicherheit 34 Klimaschutz durch geringe Emissionen 35 Neue Schiffe für die Mittelplate 35 Ausbau des seismischen Überwachungssystems in Norddeutschland 37 Seismisches Monitoring im Erdölfeld Römerberg/Speyer 38 Ausgezeichnete Arbeitssicherheit 40 Fokus Kunststoff-Feldleitungen 41 Sicherer Transport von Lagerstättenwasser 42 Auslandstätigkeit 45 Europa 48 GUS 48 Afrika 49 Naher/Mittlerer Osten 49 Südamerika 50 Weltweite Aktivitäten der E&P-Industrie 51 Statistischer Teil 74 Mitglieder

5 10 wirtschatliches und politisches umfeld 20 erdgas- und erdölproduktion in deutschland 28 untertageerdgasspeicher 32 umweltschutz und arbeitssicherheit 42 auslandstätigkeit 51 statistischer teil

6 06 WEG jahresbericht 2012 vorstand und geschäftsführung 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 Thomas Rappuhn stellv. Vorsitzender Vorsitzender des Vorstandes der RWE Dea AG, Hamburg Martin Bachmann stellv. Vorsitzender Mitglied des Vorstandes der Wintershall Holding GmbH, Kassel

7 07 Joachim Büchner Mitglied des Vorstandes Geschäftsführer der ITAG Tiefbohr GmbH, Celle Josef Schmid Hauptgeschäftsführer mitgliedsunternehmen 90 Mitgliedsunternehmen werden von Vorstand und Geschäftsführung betreut Stand: 6/2013 Patrick Vannetzel Mitglied des Vorstandes Vorsitzender der Geschäftsführung der GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH, Lingen (Ems)

8 08 WEG jahresbericht 2012 vorwort Vorwort Energiethemen rücken immer mehr in den öffentlichen Fokus: Wird es uns in Deutschland gelingen, die Energiewende zu meistern und zugleich als Industrie- und Technologiestandort attraktiv zu bleiben? Welche Energieträger brauchen wir, damit wir die CO 2 -Ziele erreichen? Wie stellen wir Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit von Energie sicher? Das alles sind Herausforderungen, die nach gemeinsamen Anstrengungen verlangen: Die Industrie muss sich den wandelnden Anforderungen stellen, die Politik muss effiziente und zielgerichtete Rahmenbedingungen schaffen, und gemeinsam müssen wir an der örtlichen Akzeptanz für Energieproduktion und Infrastrukturprojekte arbeiten. Die deutschen Erdöl- und Erdgasproduzenten leisten seit vielen Jahrzehnten einen wichtigen Beitrag für einen stabilen Energiemix in Deutschland. Gerade Erdgas gewinnt im Lichte der Energiewende immer weiter an Bedeutung, das gilt allen voran für Erdgas, das wir hier in Deutschland vor Ort haben. Heimische Ressourcen haben sowohl wirtschaftlich als auch ökologisch die Nase vorn, und die deutsche E&P Industrie hat viel zu bieten: über 150 Jahre Erfahrung, bestens qualifizierte Fachkräfte, hochentwickelte Technologie und das Selbstverständnis, sich immer weiterzuentwickeln sei es bei der Verbesserung der Technologie oder im Dialog mit den Menschen vor Ort. Deutschland braucht Erdgas, Deutschland hat Erdgas und die deutsche E&P Industrie steht bereit, ihren Teil zum Gelingen der Energiewende beizutragen. Dr. Gernot Kalkoffen Vorsitzender des Vorstandes des Wirtschaftsverbandes Erdöl- und Erdgasgewinnung e.v.

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10 10 WEG jahresbericht 2012 Wirtschaftliches und politisches Umfeld Veränderung der Rahmenbedingungen für Erdöl und Erdgas Das Marktumfeld für die deutsche Erdöl- und Erdgasproduktion verändert sich rasant. Die Energiepreise in den USA und in Europa koppeln sich immer weiter voneinander ab. Gleichzeitig verändert sich in Europa die Wettbewerbssituation sowohl auf den Absatzmärkten als auch im Bereich der Produktion. Geplante Änderungen von Gesetzen und Verordnungen werden die Bedingungen, unter denen in Deutschland zukünftig Erdöl und Erdgas produziert werden können, gravierend verändern. rohölpreis erdgaspreis förderabgabe 111 $ pro Barrel betrug der Rohölpreis 2012 und war im Jahresmittel gegenüber 2011 konstant 75 % weniger kostet Erdgas in den USA im Vergleich zu Deutschland 900 Mio. Euro haben die Bundesländer 2012 an Förderabgaben für die Erdöl- und Erdgasproduktion in Deutschland erhalten

11 Die verantwortungsvolle Produktion in Deutschland setzt internationale MaSSstäbe

12 12 WEG jahresbericht 2012 Wirtschaftliches und politisches Umfeld kennzahlen Entwicklung des Ölmarktes ölpreisentwicklung in europa und den USA Erdgasförderung Mrd. m 3 110,58 94,1 0 *2007* *2008* *2009* *2010* *2011* *2012* $/bbl Brent (Europa) WTI (USA) Inland 10,8 11,9 12,7 Ausland 15,4 14,9 15,0 Erdölförderung Mio. t Inland 2,6 2,7 2,5 Ausland 8,7 4,6 8,1 Förderabgaben-/Förderzinsaufwand im Inland Mio. 879,2 910,3 675,3 Bohrleistung im Inland km 71,4 73,3 51,4 Reserven im Inland Erdgas Mrd. m 3 116,0 125,0 136,7 Erdöl Mio t 32,3 35,3 35,9 Speichervolumina Mrd. m 3 Porenspeicher 10,8 10,4 12,1 Kavernenspeicher 12,1 10,0 9,2 Mitarbeiter Anzahl Weltweit ist Erdöl weiterhin der wichtigste Energieträger ist die globale Nachfrage nach Öl erneut gestiegen. Mit einem Zuwachs von 1 Prozent hat sie den bisherigen Höchstwert aus dem Vorjahr nochmals überschritten. Die weltweite Erdölproduktion erreichte ebenfalls einen Höchstwert und lag oberhalb der Nachfrage. Die Preisentwicklung war 2012 vergleichsweise stabil. Im Jahresmittel haben sich fast die gleichen Werte eingestellt wie im Vorjahr. So notierte die Sorte Brent im Jahresmittel 2012 wie schon 2011 bei 111 Dollar je Barrel. Im Euroraum sind die Brent-Notierungen aufgrund der relativen Schwäche des Euro von 80 Euro je Barrel auf 86 Euro je Barrel im Jahresdurchschnitt angestiegen. Die Volatilität im Jahresverlauf war vergleichsweise moderat. Die Monatsdurchschnitte schwankten um plus minus 10 Prozent um den Jahresmittelwert. Erdgasmarkt Wie schon in den Vorjahren waren die Erdgaspreise deutlich niedriger als die Ölpreise. Umgerechnet in Barrel lag der Grenzübergangswert für Erdgas in Deutschland mit 48 Euro je Barrel Öläquivalent bei etwa der Hälfte der Ölnotierungen. Angeglichen haben sich in 2012 die Grenzübergangswerte und die Spotmarktnotierungen für Erdgas. Während der Grenzübergangswert bei 2,93 ct/kwh gelegen hat, waren die Spotmarktnotierungen mit 2,52 ct/kwh an der Leipziger Energiebörse EEX um 14 Prozent niedriger. Noch 2010 hatte der Abstand 40 Prozent betragen. Förderabgabe 2012 haben die Bundesländer insgesamt fast 900 Millionen Euro an Förderabgabe erhalten, davon rund 700 Millionen Euro für die Erdgasproduktion. Das Förderabgabeaufkommen lag damit etwas niedriger als im Vorjahr. Dies ist das Ergebnis der gegenläufigen Entwicklung aus niedrigerer Produktion und höheren Preisen.

13 13 Mit Wirkung zum 1. Januar 2013 sind in drei Bundesländern (Niedersachsen, Schleswig-Holstein und Baden- Württemberg) Änderungen der jeweiligen Förderabgabenverordnung in Kraft getreten. Niedersachsen und Schleswig-Holstein haben als Bemessungsmaßstab für Erdgas den Grenzübergangswert eingeführt. Aus Sicht der Industrie wird dadurch der Spotmarkt nicht ausreichend im Bemessungsmaßstab abgebildet. Dabei haben die politisch gewollten Veränderungen der Erdgasmärkte auch einen Systemwechsel von ölpreisbasierten Verträgen hin zu Spotmarktkonditionen bewirkt. In den Verkaufserlösen für in Deutschland produziertes Erdgas sind immer größere Anteile zu Spotmarkt-Konditionen enthalten. Niedersachsen hat zum 1. Januar 2013 die Förderabgabesätze erhöht, und zwar auf 37 Prozent für Erdgas und 19 Prozent für Erdöl. Schleswig-Holstein hat den allgemeinen Satz für Erdöl auf 21 Prozent erhöht, der jetzt für alle Erdölfelder gilt. Obwohl es in Baden-Württemberg seit 1998 keine Erdgasproduktion mehr gibt und eine Erdölproduktion im Bereich von nur Tonnen pro Jahr als Begleitprodukt der Erdgasspeicherung anfällt, hat das Land eine Förderabgabe in Höhe von 18 Prozent auf Erdöl und 36 Prozent auf Erdgas eingeführt. Mit Blick auf die tatsächlichen Produktionszahlen stellt sich für den WEG die Frage nach dem Nutzen dieser Neuregelung. Aus Sicht der E&P-Industrie müssen sich die verändernden Rahmenbedingungen generell auch in einer flexibleren Förderabgabepolitik widerspiegeln, um auch in Zukunft eine nennenswerte Erdöl- und Erdgasproduktion aus eigenen Quellen zu ermöglichen. Damit kann die Förderabgabenpolitik einen wichtigen Beitrag zur Stimulierung von Investitionen in bestehenden Feldern und für Exploration leisten und dadurch langfristige Vorteile für Deutschland und die Bundesländer sichern Erdgaspreisentwicklung in deutschland und den USA ,93 0, *2007* *2008* *2009* *2010* *2011* *2012* ct/kwh Grenzübergangswert Deutschland Henry-Hub USA Energiepreisentwicklung USA und Europa Die Energiemärkte in Europa und USA entwickeln sich seit einigen Jahren unterschiedlich. Während im Ölmarkt in früheren Jahren die amerikanische Sorte WTI immer leicht oberhalb der Werte für das Nordseeöl Brent notierte, liegen die Rohölpreise in den USA seit 2011 niedriger als in Europa, inzwischen um 15 Prozent. Am Erdgasmarkt lagen die Preise in den USA historisch regelmäßig niedriger als in Deutschland, haben sich aber weitgehend parallel entwickelt. Dies ist seit 2010 nicht mehr der Fall. Während die Erdgaspreise in Europa/Deutschland seitdem um 40 Prozent angestiegen sind, sind sie in den USA seit 2010 um 35 Prozent gesunken und liegen 75 Prozent niedriger als in Deutschland. Diese Entwicklung ist eine Folge der mit Hilfe der Frac-Technologie gesteigerten Eigenproduktion in den USA sowohl beim Erdgas als auch beim Erdöl.

14 14 WEG jahresbericht 2012 Wirtschaftliches und politisches Umfeld L-Gas-Markt der Markt für deutsches Erdgas Zur Vorbereitung der Datengrundlagen für den Netzentwicklungsplan Gas, speziell den Bereich L-Gas, führen die deutschen Erdgasproduzten, die Netzbetreiber sowie die Speicherbetreiber auch unter Beteiligung der Niederlande 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 der bereits von den Niederlanden angekündigten Verringerung der Lieferungen nach Deutschland planen die Netzbetreiber im vorgelegten Entwurf des Netzentwicklungsplans 2013 Umstellungen von Markräumen von L-Gas auf H-Gas. Diese können große Auswirkungen auf die Erdgasproduktion in Deutschland haben. Die Planung der Umstellung sollte sich daher an den übergeordneten Zielen der jederzeitigen Sicherstellung der Erdgasversorgung, der Vermeidung von (kostenintensiven) verfrühten Netzumstellung und der jederzeitigen Ableitbarkeit der Erdgasproduktion orientieren. Hinsichtlich der für die L-Gas-Bilanz zugrunde gelegten Nachfrageerwartung sprechen sich die Erdgasproduzenten für realitätsbezogene Szenarien aus. Diese dürfen sich einerseits nicht an politisch motivierten Vorstellungen orientieren und andererseits auch nicht durch unrealistische Zuwachserwartungen für unnötigen Umstellungsdruck sorgen. Pläne für Kraftwerksbauten sollten deshalb nicht dazu führen, dass Markträume mit Hauskunden umgestellt werden müssen. Stattdessen sollten neue Kraftwerksanschlüsse vorrangig an das H-Gas Netz vorgesehen werden. Die in der L-Gas-Bilanz für den Netzentwicklungsplan berücksichtigte Speicherleistung beträgt aufgrund von Annahmen über die Abtransportierbarkeit und über Speicherkennlinien nur etwa ein Drittel der gesamten technischen Ausspeicherleistung der installierten L-Gas-Speicher. Insbesondere bei reduzierten Importkapazitäten können aus den deutschen Speichern zusätzliche Ausspeicherleistungen verfügbar gemacht werden. Diese signifikanten Kapazitäten sollten bei der Planung der Umstellungen und dem Netzausbau angemessen berücksichtigt werden ebenso wie die Möglichkeit, bestehende Speicher netzseitig anders anzuschließen. Studien zu unkonventionellen Erdgaslagerstätten Nachdem seit geraumer Zeit über Chancen und Risiken der Nutzung von Erdgaslagerstätten in Schiefergesteinen und Kohleflözen diskutiert wird, wurden 2012 in Deutschland einige Studien dazu veröffentlicht. Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) hat eine Potenzialabschätzung vorgelegt. Diese bezieht sich auf Schiefergas und zeigt auf, dass in Deutschland mit einem technisch förderbaren Volumen an Erdgas in Schiefergesteinen gerechnet werden kann, das mehr als das Zehnfache der derzeit bekannten Reserven in Deutschland ausmacht. Mit den möglichen Risiken der Erschließung dieser Lagerstätten, insbesondere mit Hilfe der Technologie des Hydraulic Fracturing haben sich drei Studien befasst. Die umfangreichste ist im Rahmen eines Informations- und Dialogprozesses durch einen Neutralen Expertenkreis erstellt worden. Weitere Gutachten haben das Land Nordrhein- Westfalen sowie das Umweltbundesamt (UBA) in Auftrag gegeben. Zur weiteren Erkundung der Lagerstätten in Schiefergesteinen und Kohleflözen wird von allen Studien ein stufenweises, vorsichtiges Vorgehen empfohlen. Durch das weitere Vorantreiben der Erkundung der Lagerstätten sollen die in den Gutachten aufgezeigten offenen Fragen beantwortet werden. Insbesondere die Gutachten für das UBA und das Land Nordrhein-Westfalen formulieren eine Reihe von noch zu schließenden Wissenslücken. Aus technischer Sicht sind aber der größte Teil der Forderungen entweder schon länger gängige Praxis oder werden in der aktuellen Rundverfügung des Niedersächsischen Landesamtes für Bergbau Energie und Geologie (LBEG) zu Frac-Maßnahmen beschrieben.

15 verlässliche und bezahlbare energieversorgung mit erdgas und erdöl aus deutschland Neue Lagerstätten: erdgas ist im gestein gebunden

16 16 WEG jahresbericht 2012 Wirtschaftliches und politisches Umfeld Die 2012 in Deutschland veröffentlichten Studien bestätigen, dass es keinen Anlass gibt, auf die Frac-Technologie zu verzichten. bohrungen Tiefbohrungen in Deutschland liefern eine gute Datenlage Die Website enthält Informationen über die seit 2010 in Deutschland durchgeführten Frac-Maßnahmen. Seit über 150 Jahren wird in Deutschland Erdöl und Erdgas gefördert. In dieser Zeit sind eine Fülle an Erkenntnissen angefallen, die auch bei den Bergämtern vorliegen: Daten aus Bohrungen nach Kohlenwasserstoffen und seismischen Untersuchungen. Das Know-how zum Umgang mit Technologie und auch zur Auswertung der vorhandenen Daten ist in der Industrie vorhanden. Ein großer Teil der Mitarbeiter der E&P-Industrie sind spezialisierte Ingenieure für den tiefen Untergrund. Die Gutachten unterscheiden grundsätzlich zwischen den Lagerstätten, für die in Deutschland jahrzehntelange Erfahrungen bestehen und den neu zu erforschenden Vorkommen in Schiefergesteinen und Kohleflözen und befassen sich prinzipiell nur mit diesen unkonventionellen Lagerstätten. Die in der Industrie und bei den Bergämtern vorhandenen Daten und Informationen beziehen sich im Wesentlichen auf den tiefen Untergrund im Bereich der konventionellen Lagerstätten, aber teilweise auch räumlich auf die Gebiete, in denen Schiefergas und Kohleflözgas erwartet wird. Die Unternehmen wollen mit umfangreichen Explorationsaktivitäten weitere Daten gewinnen, um eine technische und wirtschaftliche Förderbarkeit der Vorkommen weiter zu erforschen. Insofern begrüßen die deutschen Erdgasproduzenten die Forderung der Gutachter, mit der Erhebung weiterer Daten und der Erforschung dieser Bereiche fortzufahren. Die Erdgasproduzenten sprechen sich für eine sachgerechte Berücksichtigung ihrer jahrzehntelangen Erfahrungen mit der Frac-Technologie in konventionellen Lagerstätten in Deutschland aus. Neue Anforderungen, die sich für neue Lagerstätten in Schiefergesteinen und Kohleflözen stellen, sollen darauf aufbauend gesondert betrachtet werden.

17 17 Neuer Rechtsrahmen für die deutsche Erdgasproduktion Nach umfangreicher politischer und öffentlicher Diskussion haben das Bundeswirtschaftsministerium und das Bundesumweltministerium Vorschläge für eine Änderung des Wasserhaushaltsgesetzes (WHG) sowie der Verordnung über Umweltverträglichkeitsprüfungen im Bergbau (UVP-V Bergbau) vorgelegt. Die Vorschläge zielen darauf ab, für die Anwendung der Frac-Technologie in Deutschland neue Regeln zu schaffen. In der WHG-Novelle sollen Bohrungen mit hydraulischer Bohrlochbehandlung in Wasserschutz- und Heilquellenschutzgebieten ebenso wie das Einpressen von dem bei Frac-Maßnahmen entstehenden Backflow in diesen Gebieten generell untersagt werden. Außerdem soll zukünftig eine wasserrechtliche Erlaubnis für jede Maßnahme erforderlich sein. In der UVP-V Bergbau ist eine Umweltverträglichkeitsprüfung für die Aufsuchung und Gewinnung durch hydraulischen Druck geplant. Das Einpressen von Flowback und Lagerstättenwasser soll dabei in die Umweltverträglichkeitsprüfung einbezogen werden. Die deutsche E&P-Industrie steht Vorschlägen, die der weiteren Rechtssicherheit dienen, aufgeschlossen gegenüber. Änderungen des Rechtsrahmens müssen daher zielgerichtet sein und zur Verbesserung der Umweltverträglichkeit beitragen. Durch ihre jahrzehntelange Erfahrung ist die E&P-Industrie in der Lage, sicher und umweltschonend zu arbeiten. Diese Erfahrungen kann sie in die weiteren Diskussionen und Entwicklungen einbringen. Hydraulic Fracturing Bei der Erschließung unterirdischer Erdgaslagerstätten kommt in einigen Fällen Hydraulic Fracturing zur Anwendung ein hochentwickeltes und bewährtes Verfahren, bei dem künstliche Fließwege für Erdgas in sehr dichten Gesteinsformationen geschaffen werden. Schon seit den 1960er Jahren ist die Technologie in Deutschland sicher und erfolgreich im Einsatz. Sie wurde hier seitdem mehr als 300 mal zur Stimulierung konventioneller Lagerstätten, etwa in der Förderung von Tight-Gas eingesetzt, ohne dass Mensch oder Umwelt dabei beeinträchtigt worden sind. Hydraulic Fracturing wird an Relevanz gewinnen. Schon heute geht rund ein Drittel der heimischen Erdgasproduktion auf das Verfahren zurück. Künftig kann damit auch der Zugang zu unkonventionellen Ressourcen in Kohleflözen und Schiefergesteinen gelingen. Die Erdgasproduzenten sprechen sich für eine sachgerechte Berücksichtigung ihrer jahrzehntelangen Erfahrungen mit der Frac-Technologie in Deutschland aus.

18 18 WEG jahresbericht 2012 Wirtschaftliches und politisches Umfeld weg-publikationen Erdgas & Erdöl Entstehung Suche Förderung Hydraulic Fracturing Prozess und Perspektiven in Deutschland Sicher und umweltschonend: Erschließung von Erdgaslagerstätten in Deutschland Chancen nutzen Umwelt schützen (Thesen zur Erschließung von 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 Energiesteuerliche Behandlung von umweltgerechter Verwendung des Erdölbegleitgases Bei der Erdölförderung fallen auch Begleitgase an, die nicht immer für die Erdgasversorgung genutzt werden können. Diese Gase werden deshalb umweltgerecht in der Kohlenwasserstoffproduktion in eigenen oder auch in benachbarten fremden Betrieben für energetische Produktionsprozesse (z. B. Thermalanlagen) eingesetzt. Alternativ müssten diese Erdölbegleitgase über Fackelanlagen verbrannt werden, mit entsprechenden negativen Umweltauswirkungen. Erdölbegleitgase können für die Produktion von Kohlenwasserstoffen im eigenen Betrieb energiesteuerfrei eingesetzt werden. Dies galt bis jetzt nach deutschem Energiesteuerrecht auch für Mengen, die beispielsweise von einem benachbarten Betrieb fremdbezogen wurden. Dieser fremdbezogene Einsatz wird nun allerdings von der EU-Kommission unter beihilferechtlichen Gesichtspunkten geprüft. Nach Auffassung der E&P-Industrie darf der energetische Einsatz von Erdölbegleit- oder nicht spezifikationsgerechten Gasen, auch wenn sie fremdbezogen werden, nicht mit einer Energiesteuer belegt werden. Vielmehr sollte der Verzicht auf eine Verbrennung der Erdölbegleitgase über Fackelanlagen positiv gewürdigt werden. Standpunkte Dr. Markus Kerber: Wachstum braucht Energie. Die deutsche Industrie braucht auch Energie-Rohstoffe aus Deutschland Standpunkte Dr. Oliver Liersch: Erdöl und Erdgas Wichtige Säule für das Energieland Niedersachsen

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20 20 WEG jahresbericht 2012 erdgas- und Erdölproduktion in Deutschland ERDÖL UND ERDGAS AUS DEUTSCHLAND: ENERGIETRÄGER MIT POTENZIAL Deutschland braucht Erdöl und Erdgas. Aktuelle Energieszenarien prognostizieren, dass der Energiebedarf in den kommenden Jahren weiter steigen wird. Die deutsche E&P-Industrie arbeitet daran, diesen Bedarf mit zu decken. Sie nutzt die Chancen der heimischen Ressourcen und leistet damit einen wichtigen Beitrag zur Versorgung Deutschlands mit verlässlicher, umweltverträglicher und zugleich bezahlbarer Energie. Die deutsche E&P-Industrie hat auch 2012 dazu beigetragen, dass die Wertschöpfung mit allen positiven Auswirkungen auf Energiepreise, Arbeitsplätze, Steuereinnahmen und das technologische Know-how im Land bleibt. Mit ihrer Expertise werden neue Erdgas- und Erdölpotenziale erschlossen und damit die Sicherheit der deutschen Energieversorgung auch in den kommenden Jahren gewährleistet. erdgasförderung erdölförderung mitarbeiter 10,8 Mrd. Kubikmeter Erdgas wurden 2012 in Deutschland produziert 2,6 Mio. Tonnen Erdöl hat die deutsche E&P-Industrie 2012 im Land gefördert Beschäftigte waren im Jahr 2012 in der Erdöl- und Erdgasgewinnung direkt tätig

21 Erdgas- und erdöllagerstätten in Deutschland Dänemark Flensbur g Ostsee Nordsee Kiel Rostock Lübeck Hamburg Schwerin Bremen Elbe Havel Polen Berlin Oder Ems Niederlande Hannover Magdeburg Potsdam Maas Rhein Elbe Spree Neisse Essen Dortmund Leipzig Belgien Meuse Düsseldorf Bonn Köln Weser Weimar Dresden Luxemburg Wiesbaden Mainz Frankfurt Würzburg Main Tschechische Republik Saarbrücken Vltava Stuttgart Donau Isar Frankreich Rhein Bodensee München Inn Österreich Donau Schweiz Gasfeld Ölfeld Entfernung in km

22 22 WEG jahresbericht 2012 erdgas- und Erdölproduktion in Deutschland Erdgasproduktion entwicklung der erdgasförderung 25 seit , ,8 14,0 10, Mrd. m³ VerSORGUNG DES DEUTSCHEN ERDGASMARKTES 2012* Mrd. m³ Norwegen 31 % Niederlande 19 % Deutschland 12 % sonstige 4 % Russland 34 % *vorläufig, Quelle: Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle, WEG Verteilung der deutschen erdgasproduktion nach bundesländern 10,8 Niedersachsen 96 % Schleswig-Holstein 2 % sonstige 2 % Im Jahr 2012 wurden annähernd 11 Milliarden Kubikmeter Erdgas in Deutschland produziert. Wie bereits in den vorherigen Jahren war die Erdgasförderung weiterhin rückläufig. Das hängt einerseits mit dem natürlichen, lagerstättenbedingten Rückgang der Produktionskapazitäten in älteren Feldern zusammen. Dieser konnte dank hohen Investitionen, vier erfolgreichen Produktionsbohrungen und einer fündigen Explorationsbohrung teilweise ausgeglichen werden. Dass die Rückgangsrate von 9 Prozent höher als im Vorjahr ausfiel, ist aber vor allem auf verzögerte Genehmigungen für die Erschließung neuer Lagerstätten zurückzuführen. Zum ersten Mal seit Jahrzehnten sind 2012 in Deutschland keine Frac-Aktivitäten genehmigt und durchgeführt worden. In den Jahren davor waren es im Mittelwert etwa 20 pro Jahr. Hinsichtlich der regionalen Verteilung der Erdgasförderung in Deutschland ist Niedersachsen weiterhin dominierend. Sein Anteil an der deutschen Erdgasförderung ist auf 96 Prozent gestiegen, Schleswig-Holstein hat als zweitgrößtes Erdgasproduktionsland mit 2 Prozent zur Förderung beigetragen. Mehr als die Hälfte der deutschen Erdgasproduktion stammte aus der Förderregion Weser-Ems. Die Erdgasförderung aus inländischen Quellen erfolgte 2012 aus 497 produzierenden Bohrungen. In der Gesamtfördermenge von 10,8 Milliarden Kubikmeter waren rund 101 Millionen Kubikmeter Erdölgas enthalten, die als Nebenprodukt der Erdölgewinnung anfielen. Mit der heimischen Erdgasproduktion, die vor allem im deutschen Markt verkauft wird, konnten 12 Prozent des inländischen Erdgasbedarfs gedeckt werden. Neben der heimischen Produktion erfolgte die diversifizierte Erdgasversorgung Deutschlands 2012 im Wesentlichen aus Lieferquellen in Russland, Norwegen und in den Niederlanden. Mrd. m³

23 23 Erdgas Reserven und Potenziale Deutschland hat zum Stichtag 31. Dezember 2012 über 116 Milliarden Kubikmeter Erdgasreserven verfügt, die als sicher oder wahrscheinlich förderbar gelten. Im Vergleich zum Vorjahr ist dies ein Rückgang von 9 Milliarden Kubikmetern. Dieser fiel durch die Erschließung neuer Reserven jedoch geringer aus als die Entnahme durch die laufende Förderung (10,8 Milliarden Kubikmeter). Rein rechnerisch betrachtet würden die derzeitigen Reserven von 116 Milliarden Kubikmeter ausreichen, die Erdgasförderung für die kommenden elf Jahre auf dem aktuellen Niveau zu halten. Tatsächlich machen diese Reserven aber nur einen geringen Teil des insgesamt vorhandenen Potenzials aus. Es kommen Ressourcen dazu, die momentan noch nicht wirtschaftlich förderbar oder geologisch noch nicht exakt erfasst sind. Dazu gehören sowohl konventionelle Erdgasvorkommen als auch die erheblichen Potenziale in neuen, unkonventionellen Lagerstätten. Die Erdgasmengen in diesen Gesteinsformationen beziffert die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) allein für die Vorkommen in konventionellen Lagerstätten, wozu auch die Lagerstätten im dichten Sandstein (Tight Gas-Lagerstätten) zählen, auf ca. 150 Milliarden Kubikmeter. Hinzu kommen die nutzbaren Vorkommen in Kohleflöz- und Schiefer-Formationen, die heute dank hochentwickelter Technologien erschlossen werden können. In Kohleflözen gelten 450 Milliarden Kubikmeter Erdgas als technisch förderbar; im Schiefergestein werden bis zu 2,3 Billionen Kubikmeter gewinnbares Erdgas erwartet eine Größenordnung, die über viele Jahrzehnte hinweg einen entscheidenden Beitrag zur deutschen Erdgasversorgung leisten kann. Erdgas reserven und potenziale 11 Erdgasproduktion in Deutschland Erdgasverbrauch in Deutschland Sichere, wahrscheinliche Reserven 150 Potenziale in konventionellen Lagerstätten 450 Potenziale in Kohleflözlagerstätten Zwar steht die Erkundung der unkonventionellen Quellen in Deutschland noch relativ am Anfang und es wird voraussichtlich noch einige Jahre dauern, bis das tatsächliche wirtschaftliche Potenzial der Lagerstätten eingeschätzt werden kann. Fest steht jedoch, dass das enorme Potenzial Mrd. m³ Potenziale in Schiefergaslagerstätten Quelle: BGR, AG Energiebilanzen, WEG

24 24 WEG jahresbericht 2012 erdgas- und Erdölproduktion in Deutschland Die zehn produktionsstärksten erdgasfelder 2012 Völkersen Z m³ Goldenstedt-Oythe m³ Söhlingen Pool m³ Hemsbünde Pool B m³ Siedenburg m³ Bötersen Pool A m³ Goldenstedt Z m³ zu einer stabilen und unabhängigeren Energieversorgung in Deutschland beitragen kann. 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 betrug die Schwefelproduktion aus Erdgas 0,8 Millionen Tonnen; sie lag damit 9 Prozent niedriger als im Vorjahr. Visbek m³ Hemmelte Z m³ Hengstlage m³ Quelle: WEG Statistische Reichweite der deutschen Erdöl- und Erdgasreserven *2000*2001*2002*2003*2004*2005*2006*2007*2008*2009*2010*2011*2012* Reichweite Erdgasreserven in Jahren Reichweite Erdölreserven in Jahren 12,0 11,0 Erdölproduktion In Deutschland wurden 2012 insgesamt 2,6 Millionen Tonnen Erdöl gefördert. Die Produktion wurde damit im Vergleich zum Vorjahr auf annähernd stabilem Niveau gehalten. Das ist auf hohe Investitionen in die Feldesentwicklung mit vielen erfolgreichen Bohrungen zurückzuführen. Durch sie ist es gelungen, die Nutzungsdauer bestehender Felder zu verlängern und damit die Produktion zu stabilisieren. Die Erdölförderung erfolgte 2012 aus produzierenden Bohrungen. Schleswig-Holstein konnte mit 53 Prozent den größten Beitrag zur deutschen Erdölförderung leisten. Dort befindet sich das derzeit größte und bedeutendste Erdölfeld Deutschlands. Im Wattenmeer, etwa acht Kilometer vor der schleswig-holsteinischen Westküste, wird seit 1987 Erdöl auf der Bohr- und Förderinsel Mittelplate produziert. Auf Schleswig-Holstein folgt Niedersachsen mit 36 Prozent der inländischen Ölproduktion. In Rheinland-Pfalz hat die weitere Erschließung des Feldes Römerberg einen Förderzuwachs von 25 Prozent bewirkt. Mittlerweile kommen mehr als 8 Prozent des deutschen Erdöls aus Quellen in Rheinland-Pfalz.

25 Die deutsche E&P-Industrie steht für Wertschöpfung und sichere energieversorgung

26 26 WEG jahresbericht 2012 erdgas- und Erdölproduktion in Deutschland Erdöl Reserven und Potenziale entwicklung der erdölförderung seit ,9 2, Mio. t erdölreserven 32,3 Mio. Tonnen betragen die sicheren und wahrscheinlichen Erdölreserven in Deutschland Verteilung der deutschen erdölproduktion nach bundesländern Mio. t 2,6 sonstige 3 % Niedersachsen 35 % Bayern 1 % Rheinland-Pfalz 8 % Schleswig-Holstein 53 % Die sicheren und wahrscheinlichen Erdölreserven lagen zum Stichtag 31. Dezember 2012 bei 32,3 Millionen Tonnen. Zwar sind das insgesamt 3 Millionen Tonnen weniger als vor Jahresfrist, doch der Rückgang der sicheren Reserven war geringer als die Entnahme aus der laufenden Förderung. Unter dem Strich wurden beim Erdöl also 0,5 Millionen Tonnen sichere Reserven hinzugewonnen. Die statistische Reichweite der deutschen Erdölreserven beträgt bei Zugrundelegung der Förderung des Jahres 2012 mehr als 12 Jahre. Auch wenn die Erdölreserven etwas geringer als im Vorjahr geschätzt wurden, gibt es auch bei Erdöl in Deutschland noch Potenziale. So werden beispielsweise in den Küstengewässern der Nordsee Erdölvorkommen in einer Größenordnung von 20 Millionen Tonnen erwartet. Das hohe technische Know-how der E&P-Industrie wird es ermöglichen, diese Lagerstätten in Zukunft zu erschließen. Investitionen und Bohrtätigkeit Die Investitionen der Erdöl- und Erdgasproduzenten in Deutschland sind 2012 erneut gestiegen. Mit über 430 Millionen Euro lagen sie oberhalb des langjährigen Durchschnitts. Von insgesamt 36 abgeschlossenen Bohrungen im Jahr 2012 waren 26 fündig. Auffällig war die überdurchschnittlich hohe Zahl erfolgreicher Ölbohrungen. Die Anzahl der Gasbohrungen war dagegen deutlich rückläufig. Aufgrund der seit Mitte 2011 andauernden öffentlichen und politischen Debatte über die Anwendung von Hydraulic Fracturing in Deutschland sind Investitionen in die Exploration unkonventioneller Lagerstätten weiterhin auf Eis gelegt. Bei weiterer Verzögerung der Erschließungsaktivitäten in diesem Bereich wäre einem Rückgang der Erdgasproduktion in Deutschland kaum entgegenzuwirken. Die Bohrleistung im Jahr 2012 betrug 71 km. Die Erfolgsquote der Bohrungen lag bei 72 Prozent ein im langjährigen Vergleich guter Wert, der gegenüber dem

27 27 Vorjahr leicht gesunken ist. Während des gesamten Jahres waren deutschlandweit gleichzeitig bis zu 10 Bohranlagen mit Bohrungen auf Erdöl und Erdgas im Einsatz. In allen Bohrprojekten zusammen wurde an mehr als Tagen gebohrt. Mitarbeiter in der E&P-Industrie Das hohe Aktivitätsniveau bei den Erdöl- und Erdgasproduzenten wie auch in der Service-Industrie hat sich erneut positiv auf die Zahl der Arbeitsplätze in den WEG-Mitgliedsunternehmen ausgewirkt. Im Laufe des Jahres 2012 ist die Beschäftigung auf insgesamt im Jahresdurchschnitt angestiegen. Zum Jahresende betrug die Mitarbeiterzahl Die Anzahl der Mitarbeiter in den WEG-Mitgliedsunternehmen repräsentiert aber nur einen Teil der in der deutschen Erdöl- und Erdgasproduktion tätigen Personen. Die tatsächliche Zahl, die auch die Beschäftigung aus den Zuliefer- und Dienstleistungsbereichen einschließt, beträgt nach Schätzungen des WEG etwa das Dreifache. WEG Mitglieder beschäftigten Ende 2012 insgesamt 465 Auszubildende in technischen und kaufmännischen Berufen. Die Zahl der Ausbildungsplätze in der E&P-Industrie ist damit gegenüber 2011 ebenfalls gestiegen und liegt bei 4,7 Prozent der Gesamtbelegschaft. Die Mitarbeiter der deutschen E&P-Unternehmen haben auch 2012 die Chance genutzt, sich im Rahmen von Auslandseinsätzen zu qualifizieren. Ende des Jahres waren 308 Mitarbeiter im Ausland tätig. Das sind 3 Prozent der Gesamtbelegschaft. Die deutschen Erdöl- und Erdgasproduzenten sind überwiegend in strukturschwachen Regionen in Norddeutschland tätig. Für viele Kommunen sind die Erdöl- und Erdgasproduzenten wichtige Arbeitgeber und Steuerzahler. Auch durch die Beschäftigung von örtlichen Handwerkern und Dienstleistern tragen sie wesentlich zur wirtschaftlichen Entwicklung in diesen Regionen bei. Die zehn produktionsstärksten erdölfelder 2012 Mittelplate t Dieksand t Rühlermoor-Valendis t Römerberg t Emlichheim Quelle: WEG t Georgsdorf t Bramberge t Scheerhorn/Adorf Aitingen t t Barenburg t Bohrungen in deutschland Anzahl fündig Gas fündig Öl Bohrungen fehl

28 28 WEG jahresbericht 2012 untertage-erdgasspeicher ERDGASSPEICHER SIND DAS rückgrat DER DEUTSCHEN ENERGIE- VERSORGUNG Die Erdgasversorgung in Deutschland wird durch die heimische Produktion, Importe und durch Untertage-Erdgasspeicher gewährleistet. Die Speicher erfüllen eine klassische Rückgrat-Funktion zwischen Erdgasversorger und Erdgasverbraucher und haben einen maßgeblichen Anteil an der Versorgungssicherheit. Im Jahr 2012 hat das in Deutschland vorhandene Speichervolumen 22,9 Milliarden Kubikmeter betragen. Das entspricht einer Menge, die 25 Prozent des deutschen Erdgasverbrauchs decken könnte. Porenspeicher Kavernenspeicher versorgungssicherheit 10,8 Mrd. Kubikmeter Erdgas betrug 2012 das Arbeitsgasvolumen in Porenspeichern 12,1 Mrd. Kubikmeter Erdgas betrug 2012 das Arbeitsgasvolumen in Kavernenspeichern 25 % des deutschen Erdgasverbrauchs können aus Erdgasspeichern gedeckt werden

29 zukunftsweisende technologie: kavernenspeicher in der 3D-Projektion

30 30 WEG jahresbericht 2012 untertage-erdgasspeicher entwicklung des Speichervolumens in deutschland ,1 10, Arbeitsgasvolumen in Mrd. m³ Kavernenspeicher Porenspeicher Kavernenspeicher sind Hohlräume in unterirdischen Salzstöcken, die durch einen Solprozess angelegt werden. speichertypen in deutschland nach arbeitsgasvolumen ehemalige Erdölfelder 4 % Versorgungssicherheit durch Erdgasspeicher Die deutsche E&P-Industrie trägt neben der heimischen Produktion auch durch Untertage-Erdgasspeicher zur Energieversorgung bei. Im Jahr 2012 hat das Arbeitsgasvolumen in Deutschlands Poren- und Kavernenspeichern ausgereicht, um 25 Prozent des deutschen Erdgasverbrauchs zu decken. Die Speicher erfüllen eine klassische Rückgrat-Funktion zwischen Erdgasversorger und Erdgasverbraucher. Doch sie gleichen nicht nur die tagesund jahreszeitlich oder witterungsbedingt schwankende Nachfrage aus, sondern gewinnen auch an strategischer Bedeutung. Für den Erdgasmarkt spielt die Bezugsoptimierung bei Erdgasspeichern eine bedeutende Rolle. Durch sie können schwankende Gaspreise flexibel genutzt werden. Erdgasspeicher sind damit Teil des Markts für Flexibilitätsprodukte und leisten gleichzeitig einen Beitrag zur Stabilisierung des Netzes. Darüber hinaus sind sie ein wichtiger Baustein zur Versorgungssicherheit in Deutschland, da das gespeicherte Erdgas auch technische oder durch andere Ursachen bedingte Ausfälle einer großen Lieferquelle oder Transportroute kompensieren kann. In Deutschland und Europa hält die steigende Nachfrage nach Speicherkapazitäten weiter an, da die verfügbaren Importquellen mit erheblich weniger Bezugsflexibilität ausgestattet sind als die auf lange Sicht rückgängige Eigenproduktion. Außerdem nutzen Produzenten aus Drittstaaten mehr und mehr marktnahe Speicher, um die Versorgungssicherheit unter ihren Exportverträgen nach Europa zu steigern und die Auslastung des kapitalintensiven Transitnetzes zu erhöhen. Speichervolumen in Deutschland Mrd. m³ 23 ehemalige Erdgasfelder 41 % Aquifere 2 % Salzkavernen 53 % Die Mitgliedsunternehmen des WEG haben einen Anteil von nahezu 99 Prozent am gesamten Speichermarkt. Von ihnen werden Erdgasspeicher mit einem Arbeitsgasvolumen von insgesamt 22,6 Milliarden Kubikmetern betrieben. Insgesamt verfügen die inländischen Kavernen- und

31 31 Porenspeicher über ein Arbeitsgasvolumen von 22,9 Milliarden Kubikmetern. Im Vergleich zum Vorjahr sind die Speichervolumen damit um 2,5 Milliarden Kubikmeter gestiegen. WEG-Mitglieder betreiben 25 Speicheranlagen mit 227 Kavernen in Deutschland. Das Arbeitsgasvolumen dieser Kavernen beträgt 11,9 Milliarden Kubikmeter. Der Zuwachs des Kavernen-Speichervolumens im Jahr 2012 beträgt über 26 Prozent. Dies ist vor allem auf den Ausbau der Kavernen im Salzstock Etzel zurückzuführen. Dadurch verfügen die Kavernenspeicher inzwischen über einen Anteil von 53 Prozent an dem gesamten installierten Speichervolumen in Deutschland. 47 Prozent des Speichervolumens befinden sich in Porenspeichern. WEG-Mitglieder haben in Deutschland 20 Porenspeicher mit einem Arbeitsgasvolumen von 10,7 Milliarden Kubikmetern installiert. Auch die Kapazität der Porenspeicher ist 2012 leicht gestiegen. Erdgasspeicher sichern die versorgung 11 Erdgasproduktion in Deutschland 23 Arbeitsgasvolumen der Untertage-Erdgasspeicher 92 In Deutschland sind rund 24 Prozent des Speichervolumens der EU installiert. Innerhalb der EU nimmt Deutschland damit den ersten Platz ein, gefolgt von Italien, Frankreich und Österreich. Weltweit sind die Speichervolumen nur in den USA, in Russland und in der Ukraine größer. Mrd. m³ Erdgasverbrauch in Deutschland erdgasspeicher in der eu EU gesamt: 94,6 Deutschland: 22,9 Italien: 17,4 Frankreich: 12,3 Österreich: 7,4 Ungarn: 6,2 Niederlande: 5,2 Großbritannien: 4,8 Tschechien: 3,7 Rumänien: 3,5 Spanien: 3,4 Slovakei: 2,9 Polen: 2,7 Sonstige: 2,2 Arbeitsgasvolumen in Mrd. m³, Quelle: IGU

32 32 WEG jahresbericht 2012 Umweltschutz und arbeitssicherheit PRODUKTION MIT SICHERHEIT UND VERANTWORTUNG FÜR MENSCHEN und NATUR Die deutschen Erdöl- und Erdgasproduzenten sind im Umfeld ihrer Betriebe nicht nur Arbeitgeber und Industriepartner, sondern auch Nachbar und selbst Anwohner. Sie tragen Verantwortung für die eigenen Mitarbeiter und für die Menschen in ihrer Umgebung. Dieses Selbstverständnis setzt Standards bei der Arbeitssicherheit und beim Umweltschutz, die auch Vorbild für internationale Projekte sind. Für die Förderung und Aufbereitung von Erdöl und Erdgas gelten in Deutschland höchste Anforderungen hinsichtlich des Gewässer- und Naturschutzes, der Sicherheit und der technischen Integrität der Anlagen. Die deutsche E&P-Industrie steht für den Einsatz und die Weiterentwicklung energieeffizienter und umweltschonender Verfahren. Denn der Schutz von Umwelt und Natur sind die Basis verantwortungsvoller Ressourcennutzung. klimaschutz CO 2 -emissionen unfallbilanz 5 Mio. t CO 2 werden jährlich durch die Erdgasproduktion in Deutschland vermieden, die auf dem Transportweg für Gas aus dem Ausland anfallen würden 0,28 % Anteil hat die E&P-Industrie an den gesamten Kohlendioxid-Emissionen Deutschlands Ø 1,1 Unfälle je 1 Million Arbeitsstunden verzeichnete die deutsche E&P-Industrie im Jahr 2012 eine Spitzenstellung im Bundesdurchschnitt

33 verantwortungsvolle ressourcennutzung sichert die energieversorgung

34 0, WEG jahresbericht 2012 Umweltschutz und arbeitssicherheit 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 Entwicklung der spezifischen Kohlendioxid-Emission 0,4 0,3 0,2 0,1 0,3597 0,1063 0, *2008* *2009* *2010* *2011* *2012* Schwefelgewinnung aus der Erdgasaufbereitung (t CO 2 je t Sauergas) Erdölförderung (t CO 2 je t Erdöl) Erdgasförderung (t CO 2 je t Erdgas) Klimaschutz durch geringe Emissionen Die Reduktion der Kohlendioxid-Emissionen ist eines der Kernziele, die sich Deutschland und Europa beim Thema Klimaschutz gesetzt haben. Die heimische Produktion von Erdöl und Erdgas trägt zum Erreichen dieses Ziels bei. Insbesondere die Nutzung von Erdgas weist entscheidende Vorteile auf, da Erdgas unter den fossilen Energieträgern derjenige mit der besten CO 2 -Bilanz ist. So werden bei der Stromerzeugung aus Erdgas im Vergleich zu Kohle bis zu 60 Prozent weniger Kohlendioxid emittiert. Ein weiterer wesentlicher Faktor im Hinblick auf die Kohlendioxid-Reduktion ist, dass durch die verbrauchsnahe Erdgasproduktion jährlich 5 Millionen Tonnen CO 2 -Äquivalent vermieden werden, die auf dem Transportweg für Erdgas aus dem Ausland anfallen würden. Als sauberster fossiler Energieträger mit vielfältigen Anwendungsmöglichkeiten in der Strom- und Wärmegewinnung ist Erdgas eine unverzichtbare Stütze für die Energiewende in Deutschland geworden. Entwicklung 0,0700 der spezifischen methan-emission 0,0525 Das Niveau der spezifischen Emissionen von Kohlendioxid, Methan und Schwefeldioxid war auch im Jahr 2012 sehr niedrig. So entstanden bei der Erdgasproduktion je produzierter Tonne Erdgas rund 0,05 Tonnen Kohlendioxid. An den gesamten Kohlendioxid-Emissionen Deutschlands hatte die E&P-Industrie im Jahr 2012 einen Anteil von lediglich 0,28 Prozent. 0,0350 0, ,003 0,025 0,012 *2008* *2009* *2010* *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) Die Methanverluste bei der Erdgasförderung betrugen 0,02 Prozent der Produktion. Dieser bemerkenswert niedrige Wert belegt die hohen Umweltstandards und die technische Integrität der Anlagen in der deutschen E&P- Industrie. Dabei ist zu berücksichtigen, dass bei der 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 deutlich um über 30 Prozent verringert. So haben beispielsweise die Schwefeldioxidemissionen je produzierter Tonne Erdgas lediglich 160 Gramm betragen.

35 35 Neue Schiffe für die Mittelplate Das produktionsstärkste deutsche Erdölfeld Mittelplate befindet sich 7 km vor der Küste Schleswig-Holsteins im Nationalpark Wattenmeer einem Gebiet, das den Status eines Weltnaturerbes hat. Vor dem Hintergrund dieses sensiblen Umfeldes wurde die Schiffsflotte, die der Versorgung der Bohr- und Förderinsel Mittelplate sowie dem Personentransport dient, modernisiert. Bei seismischen Ereignissen wird zwischen natürlichen, also tektonisch bedingten Beben und induzierten Bruchprozessen unterschieden. Die Ursachenforschung dafür ist jedoch sehr schwierig, da auch in sogenannten aseishöchste standards zum schutz der umwelt Auf Grundlage einer Umweltuntersuchung des renommierten niederländischen Forschungsinstituts IMARES (Institut for Marine Resources and Ecosystem Studies) wurden zwei Materialtransportschiffe ersetzt, deren Ladekapazität nun 180 Tonnen statt bisher 120 Tonnen beträgt. Durch den Einsatz der größeren Schiffe wird die Zahl der Fahrten von Cuxhaven zur Mittelplate von bisher 15 auf nunmehr 11 pro Woche gesenkt. Darüber hinaus wurden das dem Personentransport dienende Schiff sowie das für außergewöhnliche Situationen in der Nähe der Bohr- und Förderinsel vorgehaltene Schiff mit umweltfreundlicheren Motoren ausgestattet. Die neuen Schiffe und Motoren führen dazu, dass die im Zusammenhang mit den Transporten von und zur Mittelplate stehenden Kohlendioxidemissionen um nahezu 30 Prozent und der Feinstoffausstoß sogar um fast 60 Prozent gesenkt werden konnten. Nach der Reduzierung der nächtlichen Lichtabstrahlung der Mittelplate durch eine umfassende Optimierung des Beleuchtungskonzeptes im Jahre 2010 stellt die Modernisierung der Schiffsflotte einen weiteren wichtigen Beitrag für eine umweltgerechte Erdölproduktion im ökologisch sensiblen Umfeld des Wattenmeeres dar. Ausbau des seismischen Überwachungssystems in Norddeutschland

36 36 WEG jahresbericht 2012 Umweltschutz und arbeitssicherheit Erschütterungen durch Erdgasproduktion? Durch den Druckabbau in Speichergesteinen kann es bei der Erdgasförderung grundsätzlich zu geringfügigen Spannungsveränderungen im unmittelbaren Umfeld der Erdgaslagerstätte kommen. Diese Spannungsveränderungen sind jedoch sehr selten und aufgrund der tektonischen Gegebenheiten und der Struktur der Lagerstätten so schwach, dass sie kaum an der Erdoberfläche wahrnehmbar sind. Die beobachteten oberirdischen Schwinggeschwindigkeiten liegen klar unter dem Wert, bei dem nach DIN 4150 von strukturellen Gebäudeschäden auszugehen ist. Laut einer umfassenden Studie der National Academy of Sciences (2012) gibt es weltweit nur wenige Gebiete, unter anderem das Groningen-Feld in den Niederlanden, wo die Erdgasproduktion von wiederkehrender Seismizität begleitet ist. Aufgrund der enormen Größenunterschiede bei Gasinhalt, Ausdehnung, der unterschiedlichen Tiefenlage und Gesteinszusammensetzung der Lagerstätten ist das Erdgasfeld Groningen mit den Erdgasfeldern in der Norddeutschen Tiefebene jedoch nicht vergleichbar. mischen Gebieten wie der Norddeutschen Tiefebene vereinzelt tektonische Beben auftreten. In der Wissenschaft werden deshalb eine ganze Reihe von Kriterien diskutiert, wie induzierte Seismizität nachgewiesen werden kann. Da für die Seismizität in der Norddeutschen Tiefebene viele dieser Herd-Parameter noch nicht bekannt sind, gilt es eine belastbare Datengrundlage zu schaffen. Dazu leisten die deutschen Erdgasproduzenten einen wichtigen Beitrag. Seit 2007 betreiben sie in der Region östlich von Bremen ein Messsystem, das der Auswertung und Begutachtung seismischer Ereignisse im Zusammenhang mit der Erdgasgewinnung dient. Das Überwachungsnetz der E&P-Industrie erfasst wichtige Daten wie die Lage und die Tiefe eines Erschütterungsherdes, seine Abstrahlcharakteristik für die Herdflächen- und Herdmechanismusbestimmung sowie die für die Wahrnehmung an der Oberfläche relevante Schwinggeschwindigkeit. Im vergangenen Jahr wurde das Überwachungssystem zur Verbesserung der Empfindlichkeit und Messgenauigkeit ausgebaut. Die Standorte der zehn standardisierten oberirdischen Messstationen wurden optimiert und ein seismologisches Ortungsnetz mit sechs Bohrlochseismometern errichtet. Die Ausbauaktivitäten an den oberirdischen Anlagen, mit dem Schwinggeschwindigkeiten und Erschütterungen an der Erdoberfläche gemäß DIN 4150 erfasst und bewertet werden, sind bereits im Sommer 2012 fertiggestellt worden. Im Herbst wurden auch die Installationsarbeiten am unterirdischen seismologischen Ortungsnetz abgeschlossen. Mit den sechs Seismometern, die in 200 Meter tiefe Bohrlöcher in den Landkreisen Celle, Heidekreis, Rotenburg, Uelzen und Verden eingebracht wurden, können Epizentrum und Hypozentrum (Lage und die Tiefe) eines Erschütterungsherdes erfasst werden. Zusätzlich zu den Daten aus dem industrieeigenen Überwachungssystem fließen Daten des deutschlandweiten Regionalnetzes sowie Daten eines temporären Stationsnetzes, das von der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) zusammen mit den Universitäten Potsdam

37 37 und Hamburg aufgestellt wurde, in die Untersuchung und Auswertung ein. Darüber hinaus gibt es aktuelle Forschungsprojekte bei der DGMK, die den Ursachen der Seismizität auf den Grund gehen. Seismisches Monitoring im Erdölfeld Römerberg/Speyer Der Oberrheingraben gehört in Deutschland zu den Regionen mit vergleichsweise höherer natürlicher Erdbebenaktivität, die ihren Ursprung in tektonischen Bewegungen des Oberrheingrabens hat. Zudem haben Geothermievorhaben in jüngerer Vergangenheit zu induzierten seismischen Ereignissen geführt, die die Sensibilität der Menschen vor Ort diesbezüglich deutlich erhöht haben. Die Unternehmen sind sich ihrer besonderen Verantwortung für die Sicherheit von Mensch und Umwelt in einer dicht besiedelten Region bewusst. Daher wird ein Monitoringsystem installiert, das alle, auch an der Erdoberfläche nicht spürbare seismischen Ereignisse im Bereich des Erdölfeldes Römerberg-Speyer und der näheren Region genau erfassen soll. Das Monitoringsystem besteht aus einem Emissionsnetzwerk mit 5 Bohrlochseismometern, mit denen seismische Ereignisse aufgezeichnet werden sowie aus einem Immissionsnetzwerk an der Erdoberfläche, das die Schwinggeschwindigkeiten nach DIN 4150 erfasst. Dieses System wird regionale natürliche Erdbeben registrieren und orten können und in der Lage sein, selbst sehr schwache (an der Erdoberfläche nicht fühlbare) Mikroseismizität zu registrieren, um dies bei der Optimierung der Erdölproduktion nutzen zu können. Seismische Monitoringsysteme registrieren und orten selbst sehr schwache, an der Erdoberfläche nicht fühlbare Mikroseismizität. Internationale und europäische Normung Der WEG wirkt aktiv an der Erarbeitung von nationalen (DIN), europäischen (EN) und internationalen (ISO) Normen als Mitglied des Normenausschusses Erdöl- und Erdgasgewinnung (NÖG) im DIN (Berlin) mit. Im Jahr 2012 wurden 11 ISO-Normen und Vornormen für den Bereich der Erdölund Erdgasindustrie veröffentlicht. Ende 2012 betrug der Gesamtbestand der bisher publizierten Normen, Fachberichte und Vornormen (DIN EN ISO) 151. Der Gesamtbestand 2012 der internationalen ISO-Normen des TC 67 lag für die Erdöl- und Erdgasgewinnungsindustrie bei 180.