Jahresbericht 2014/2015 ZAHLEN UND FAKTEN. Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e.v.

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1 Jahresbericht 2014/2015 ZAHLEN UND FAKTEN Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e.v.

2 Jahresbericht 2014/2015 ZAHLEN UND FAKTEN

3 IMPRESSUM Herausgeber: WEG Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e. V. Berliner Allee 26, Hannover Repräsentanz Berlin: Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e. V. Gertraudenstraße Berlin Redaktion: Gestaltung: Dr. Hartmut Pick Miriam Ahrens Jörg van Alen, Düsseldorf Stand: Dezember 2015 Die Fotos wurden sofern nicht anders angegeben von den Mitgliedsunternehmen des WEG zur Verfügung gestellt.

4 4 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 INHALTSVERZEICHNIS INHALTSVERZEICHNIS 3 Impressum 6 Vorstand 7 Geschäftsführung und Mitarbeiter 8 Vorwort 10 Wirtschaftliches und politisches Umfeld 12 Entwicklung des Öl- und Gasmarktes 12 Erdgasmarkt 13 Kostensteigerung durch Investitionsblockade 14 Förderabgabe 14 2-Grad-Ziel nur mit heimischen Erdgas 14 Neuer Rechtsrahmen für Schiefergasförderung 16 Geplante Umstellung von L-Gas-Markträumen 18 Erdgas- und Erdölproduktion in Deutschland 20 Erdgasproduktion 21 Erdölproduktion 21 Schwefelproduktion 22 Erdgas Reserven und Potenziale 24 Erdöl Reserven und Potenziale 24 Bohrtätigkeit und Investitionen 25 Mitarbeiter in der E&P-Industrie 30 Umweltschutz und Arbeitssicherheit 32 Arbeitssicherheit 32 Tippen tötet ausgezeichnet mit dem Arbeitsschutz-Oscar 33 Weiterentwicklung der Fracking-Flüssigkeiten 33 Seismische Überwachung in Niedersachsen erweitert 34 Reduzierung der Fackelmengen 36 Einsparung von Emissionen 36 Umweltschutz bei der Ölförderung Mittelplate 38 Auslandsaktivitäten 41 Europa 42 GUS 42 Nordafrika 44 Naher Osten 44 Südamerika 45 Statistischer Teil 70 Mitglieder 26 Untertage-Erdgasspeicher 28 Speichertypen 29 Flexible und bedarfsgerechte Erdgasversorgung 29 Speichervolumen in Deutschland

5 5 10 WIRTSCHAFTLICHES UND POLITISCHES UMFELD Dänemark ERDGAS- UND ERDÖLPRODUKTION Nordsee IN DEUTSCHLAND UNTERTAGEERDGASSPEICHER Ostsee Kiel Hamburg Schwerin Ha Bremen Elb Polen vel e de O r Berlin Ems Niederlande Hannover Magdeburg Münster Ma e Leipzig W es Dresden er Düsseldorf e Kassel Belgien Neiss Spre be El n ei Rh as Erfurt se Meu 30 Frankfurt in Luxemburg va Saarbrücken Stuttgart u na Do Frankreich AUSLANDSAKTIVITÄTEN Vlta Nürnberg UMWELTSCHUTZ UND ARBEITSSICHERHEIT 38 Tschechische Republik Ma r Isa Don Inn au München Österreich n Rhei Bodensee Schweiz Erdgaslagerstätte 45 Erdöllagerstätte STATISTISCHER TEIL Entfernung in km

6 6 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 VORSTAND, GESCHÄFTSFÜHRUNG UND MITARBEITER VORSTAND 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 Thomas Rappuhn stellvertretender Vorsitzender Vorsitzender des Vorstandes der DEA Deutsche Erdoel AG, Hamburg Dominique Bayen Mitglied der Vorstandes Geschäftsführer der GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH, Lingen (Ems) Joachim Büchner Mitglied des Vorstandes Ing.-Büro für Bohrtechnik Büchner IBB, Celle

7 7 GESCHÄFTSFÜHRUNG UND MITARBEITER Dr. Christoph Löwer Hauptgeschäftsführer seit 1. Oktober 2015 Josef Schmid Hauptgeschäftsführer bis 31. Oktober 2015 Nach 18 Jahren als Hauptgeschäftsführer des WEG wurde Josef Schmid in den Ruhestand verabschiedet. Der Vorstand und alle Mitarbeiter danken ihm für seine langjährige Tätigkeit, in der er den Verband geprägt und weiterentwickelt hat. Oliver Graf Geschäftsführer, Fachgebietsleiter Recht, Europa & Compliance Dr. Hartmut Pick Fachgebietsleiter Kommunikation, Politik & Märkte Burkhard Grundmeier Fachgebietsleiter Technik, Exploration & Produktion Miriam Ahrens Pressesprecherin Ulrike Drachsel Leiterin Hauptstadtrepräsentanz & CSR Bianca Flohr Büroleitung & Assistentin des Hauptgeschäftsführers Friederike von Schlieben Buchhaltung, Personal & Mitgliederverwaltung Sandra Muhs Assistentin Technik Martina Altmann Assistentin PR & Politik

8 8 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 VORWORT VORWORT Die deutsche E&P-Industrie steht vor einer ungewissen Zukunft. Jahr für Jahr sinken die Förderraten, und trotz weltweit anerkannten Know-hows und der Bereitschaft, erheblich in die heimische Rohstoffförderung zu investieren, bleiben Ressourcen im Boden, werden nicht einmal erkundet. Was es dafür braucht, ist ein verlässlicher, allen Interessen Rechnung tragender Rechtsrahmen. Am 1. April 2015 hat die Bundesregierung einen Gesetzentwurf für eine Novellierung des Wasserrechts und des Bergrechts eingebracht. Die Gesetzentwürfe beinhalten scharfe Auflagen und Einschränkungen für die E&P- Industrie, hart an der Belastungsgrenze. Mit Verboten, Ausschlussgebieten und Auflagen soll der Schutz des Trinkwassers auch in Zukunft gewährleistet werden. Eine Beweislastumkehr soll die Bürger im Falle etwaiger Schäden schützen und die Öffentlichkeit durch Umweltverträglichkeitsprüfungen frühzeitig beteiligt werden. Den Vorschlägen der Bundesregierung vorangegangen sind zahlreiche Gutachten und mehrjährige Diskussionen. Selten wurde ein Gesetzentwurf so gut und langfristig vorbreitet. Dennoch ziehen sich die Beratungen im Deutschen Bundestag hin. In dem schwebenden Gesetzgebungsverfahren sind für die Industrie Investitionen kaum möglich. Rechtliche Unsicherheiten und fehlende Akzeptanz verhindern das. Die Folgen sind gravierend. Die Erdgasproduktion in Deutschland geht dramatisch zurück und die Produktionskosten steigen in der Folge an. Zu spüren bekommen das als erstes die Dienstleistungsunternehmen, deren Aufträge wegbrechen und bei denen Arbeitsplätze längst nicht mehr nur gefährdet sind. Dabei braucht Deutschland die Energierohstoffe aus Quellen vor der eigenen Haustür. Die Energiewende benötigt sichere, flexible und umweltverträgliche Energieträger. Erdgas und Erdöl aus Deutschland stehen genau dafür: ohne lange Transportwege, unter höchsten Umweltstandards im eigenen Land produziert. Objektiv betrachtet spricht alles für Erdgas und Erdöl aus Deutschland. Deshalb ist es an der Zeit, die erforderliche Rechtssicherheit zu schaffen. Die Zeit des Wartens ist vorbei. Dr. Gernot Kalkoffen Vorsitzender des Vorstandes des Wirtschaftsverbandes Erdöl- und Erdgasgewinnung e.v.

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10 10 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 WIRTSCHAFTLICHES UND POLITISCHES UMFELD DIE E&P-INDUSTRIE STEHT UNTER DOPPELTEM DRUCK Die Erdöl- und Erdgasproduktion in Deutschland steht von zwei Seiten unter Druck. Politisch werden Investitionen blockiert und es wird über einen neuen Rechtsrahmen diskutiert. Die Vorschläge, die zur Beratung anstehen werden die Kostensituation für die Erdöl- und Erdgasproduktion weiter verschärfen. Gleichzeitig verschlechtert sich die Erlössituation für die Erdöl- und Erdgasproduktion dramatisch. ROHÖLPREIS ERDGASPREIS FÖRDERABGABE 99 $ betrug der Preis je Barrel Rohöl im Jahresmittel % ist der Erdgaspreis in Deutschland von 2013 bis 2014 gesunken 600 Mio. Euro haben die Bundesländer 2014 an Förderabgaben für die Erdöl- und Erdgasproduktion in Deutschland erhalten

11 INVESTITIONEN IN DIE HEIMISCHE PRODUKTION SICHERN DIE ENERGIEVERSORGUNG 11

12 12 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 WIRTSCHAFTLICHES UND POLITISCHES UMFELD ÖLPREISENTWICKLUNG IN EUROPA UND DEN USA ,08 93,03 Entwicklung des Ölmarktes Weltweit ist Erdöl weiterhin der wichtigste Energieträger. Die globale Nachfrage nach Erdöl ist 2014 und 2015 erneut gestiegen und hat einen neuen Rekordwert erreicht. Die weltweite Erdölproduktion hat sich gegenüber 2013 nochmals erhöht. Sie lag wiederum höher als die weltweite Nachfrage $/bbl Brent (Europa) WTI (USA) Nach der vergleichsweisen Preisstabilität in den Jahren 2012 und 2013 setzte zum Jahresende 2014 ein Preisverfall der Rohölnotierungen ein, der sich auch 2015 fortgesetzt hat. Im Dezember 2014 lag der Rohölpreis für die Sorte Brent mit 60 Dollar pro Barrel bereits 40 Prozent niedriger als im Jahresmittel sind die Brentnotierungen im Monatsdurchschnitt weiter auf zeitweise unter 45 Dollar je Barrel gesunken. Die unterschiedliche Entwicklung der Energiepreise in Europa und den USA hat sich 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 sechs Prozent niedriger als in Europa. Dies ist eine Folge der gestiegenen Eigenproduktion in den USA. ERDGASPREISENTWICKLUNG IN DEUTSCHLAND UND DEN USA ct/kwh 2,35 0, Grenzübergangswert Deutschland Henry-Hub USA Erdgasmarkt Seit Jahren liegen die Erdgaspreise deutlich niedriger als die Ölpreise. Umgerechnet in Barrel lag der Grenzübergangswert für Erdgas in Deutschland mit unter 40 Euro je Barrel Öläquivalent bei etwa der Hälfte der Ölnotierungen. Die Erdgaspreise sind 2014 den Ölpreisen gefolgt, aber mit geringerer Intensität. Im Jahresdurchschnitt lagen sie mit 2,35 ct/kwh um 15 Prozent niedriger als Eine weitere Anpassung an die Ölpreisentwicklung ist 2015 erfolgt. Im Sommer 2015 sind die Grenzübergangswerte für Erdgas auf zeitweise unter 2 ct/kwh gesunken. Die Spotmarktnotierungen für Erdgas lagen 2014 etwas niedriger als die Grenzübergangswerte und im Sommer 2015 durchweg im Bereich von 2 ct/kwh oder niedriger.

13 13 Auch am Gasmarkt hat sich der seit 2010 zu beobachtende Trend, dass die Erdgaspreise in den USA deutlich niedriger liegen als in Europa, fortgesetzt. Im Jahresmittel 2014 lagen die Erdgaspreise in den USA umgerechnet bei 0,97 ct/kwh, mithin niedriger als der Hälfte des Gaspreises in Europa. Dies ist das Ergebnis der mit Hilfe der Frac-Technologie deutlich gestiegenen Erdgasproduktion in den USA. Kostensteigerung durch Investitionsblockade Die seit Jahren andauernde Debatte um Schiefergas in Deutschland blockiert Investitionen in die heimische Erdölund Erdgasproduktion. Dies zeigt Wirkung: die Produktion sinkt, die Kosten steigen, die Förderabgabe für die Bundesländer geht zurück und die Service-Industrie findet immer weniger Beschäftigung. Die Auslastungsquote der Bohranlagen lag 2014 unter 50 Prozent und sinkt 2015 noch weiter. Vor allem ist die Zahl der durchgeführten Erdgasbohrungen stark zurückgegangen. Zum Jahresbeginn 2015 gab es in Deutschland erstmals seit Jahrzehnten kein einziges Erdgasbohrprojekt. Bis zu einem Drittel der Beschäftigten in den Dienstleistungsunternehmen wurde entweder bereits entlassen, befindet sich in Kurzarbeit oder wird von geplanten Entlassungen betroffen sein. Längerfristig besteht damit das Risiko, dass Kapazitäten und Infrastruktur in Deutschland ganz abgebaut werden, die später nicht oder nur unter erheblichen wirtschaftlichen und technischen Schwierigkeiten wieder hergestellt werden könnten. Der Investitionsstau hat erhebliche Auswirkungen auf die Produktion. Etwa die Hälfte des Rückgangs ist auf den Investitionsstau mangels Genehmigungen zurück zu führen. Der Produktionsrückgang macht sich in steigenden spezifischen Produktionskosten bemerkbar. Die zu großen Teilen fixen Gesamtkosten müssen von einer immer geringeren Produktionsmenge gedeckt werden. Dadurch sind 2014 die spezifischen Produktionskosten erneut um 20 Prozent gestiegen und liegen jetzt 70 Prozent höher als Tendenz steigend. Bereits beschlossene und geplante strenge- KENNZAHLEN DER ERDGAS- UND ERDÖLFÖRDERINDUSTRIE Erdgasförderung Mrd. m 3 Inland 9,2 9,8 10,8 Ausland 16,0 14,7 15,4 Erdölförderung Mio. t Inland 2,4 2,6 2,6 Ausland 5,0 5,4 8,7 Förderabgaben-/Förderzinsaufwand im Inland Mio. 601,3 815,8 845,5 Bohrleistung im Inland km 48,9 43,4 71,4 Reserven im Inland Erdgas Mrd. m 3 82,9 97,0 116,0 Erdöl Mio t 31 31,5 32,3 Mitarbeiter Anzahl WEG-PUBLIKATIONEN Erdgas & Erdöl Entstehung Suche Förderung Hydraulic Fracturing Prozess und Perspektiven in Deutschland Sicher und umweltschonend: Erdgasproduktion in Deutschland Seismik Auf der Suche nach Erdgas UNTERSTÜTZE PUBLIKATIONEN Zeitbild Wissen Erdgas aus Deutschland Schiefergas & Hydraulic Fracturing eine sichere, saubere, verlässliche und wettbewerbsfähige Energiequelle für Europa (deutsche Übersetzung einer OGP-Publikation)

14 14 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 WIRTSCHAFTLICHES UND POLITISCHES UMFELD re Auflagen in den Genehmigungsverfahren werden diese Entwicklung noch zusätzlich verschärfen. Förderabgabe Für die Bundesländer ist die Förderabgabe weiterhin eine wichtige Einnahmequelle. Trotz schrumpfender Produktion haben die E&P-Unternehmen 2014 rund 600 Millionen Euro an Förderabgabe abgeführt. Das Gesamtaufkommen lag damit 200 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 Erdgas- und Erdölproduktion. Für die Erdgas- und Erdölproduzenten verschärft die Förderabgabe die aktuelle Entwicklung aus sinkenden Erlösen und steigenden Kosten. Das wirtschaftliche Ergebnis sowohl der Erdöl- als auch der Erdgasproduktion nach Kosten, Förderabgaben und Steuern hat sich innerhalb von vier Jahren mehr als halbiert. 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 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 Exploration zu. 2-Grad-Ziel nur mit heimischem Erdgas In der Klimapolitik wird weltweit die Einhaltung des 2-Grad-Zieles angestrebt. Neben Energieeinsparung wird dies nur mit einer Veränderung des Energiemixes erreichbar sein. Eine besondere Bedeutung haben dafür die regenerativen Energien, aber auch die kohlenstoffarmen fossilen Energieträger wie Erdgas. Zumindest für die nächsten Jahrzehnte werden die regenerativen Energien durch Erdgas ergänzt werden müssen. Erdgas weist dabei viele Vorteile auf. Insbesondere entstehen bei der Verbrennung von Erdgas vergleichsweise geringe Emissionen an Klimagasen. Deshalb prognostizieren die meisten Studien sowohl weltweit als auch für Deutschland einen Bedeutungsgewinn für Erdgas. Die heimische Erdgasproduktion weist dabei deutliche Vorteile auf. Sie verringert die Importabhängigkeit, erfolgt in Deutschland unter höchsten Umwelt- und Sicherheitsstandards und trägt mit der inländischen Wertschöpfung zu Wohlstand, Beschäftigung und Technologieentwicklung bei. Erdgas aus Deutschland idealer Partner für die Energiewende. Neuer Rechtsrahmen für Schiefergasförderung Seit Jahren wird über eine Neuordnung des Rechtsrahmens für den Einsatz der Frac-Technologie diskutiert. Im Frühjahr 2015 hat die Bundesregierung eine Regelungspaket Fracking vorgelegt, das zusammenfasst folgende Vorschläge enthält: Umweltverträglichkeitsprüfung für alle Bohrungen mit Frac-Maßnahmen oder zur Ablagerung von Lagerstättenwasser, Wasserrechtliche Erlaubnis für Frac-Maßnahmen und Ablagerung von Lagerstättenwasser, Verbot der Durchführung von Frac-Maßnahmen in bestimmten Gebieten, wie Wasserschutzgebieten, Heilquellenschutzgebieten, Trinkwassergewinnungsgebieten, Einzugsgebieten von Brunnen und von Seen oder Talsperren, die für die öffentliche Wasserversorgung genutzt werden. In Naturschutzgebieten, Nationalparken und Natura-2000-Gebieten soll die Errichtung entsprechender Anlagen verboten werden, Verbot der Durchführung von Frac-Maßnahmen in bestimmten Gesteinsschichten wie Schiefer oder Ton, Verbot der Ablagerung von Lagerstättenwasser in Horizonten, die nicht kohlenwasserstoffführend und nicht druckabgesenkt sind.

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16 16 MITGLIEDER 88 Mitgliedsunternehmen und deren Interessen werden durch den WEG vertreten Die deutschen Erdöl- und Erdgasproduzenten haben diese Vorschläge als überzogen kritisiert, begrüßen aber gleichzeitig, dass sie geeignet sind, die derzeitige Investitionsblockade aufzuheben und die dringend benötigte Rechtssicherheit für neue Erdgasprojekte zu schaffen. Aus Sicht der E&P-Industrie kommt es darauf an, schnellstens die Investitionstätigkeit in die Erdgasproduktion aus Sandsteinen wieder in Gang zu bringen und das enorme Potenzial in Schiefergesteinen und Kohleflözen zu erforschen. Stand: 12/2015 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. Seit Jahren ist die Produktion in Deutschland rückläufig. Vor dem Hintergrund der Investitionsblockade in der deutschen Erdgasproduktion wird sich diese Entwicklung nicht kurzfristig ändern. Zusätzlich haben die Niederlande eine Verringerung ihrer Erdgas-Lieferungen nach Deutschland angekündigt. Die Netzbetreiber haben daher ihre Planungen für Umstellungen von Markträumen von L-Gas auf H-Gas konkretisiert und schon weit vorangetrieben. Die entsprechenden Pläne wurden in den Netzentwicklungsplänen von der Bundesnetzagentur genehmigt. Aus Sicht der Erdgasproduzenten sollte sich die Planung der Umstellung am übergeordneten Ziel der jederzeitigen Sicherstellung der Erdgasversorgung orientieren und dabei berücksichtigen, dass weiterhin die physikalische Ableitung der deutschen Erdgasproduktion möglich ist.

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18 18 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 ERDGAS- UND ERDÖLPRODUKTION IN DEUTSCHLAND UNSER HEIMVORTEIL: ERDÖL UND ERDGAS AUS DEUTSCHLAND Erdgas und Erdöl sind wichtige Energierohstoffe für Deutschland ob als Heizenergie, Stromlieferant oder Basis für Möbel, Kleidung, Medizin und Autoreifen. Gut, dass es Erdöl und Erdgas in Deutschland gibt, für einen verlässlichen, umweltverträglichen und bezahlbaren Energiemix und einen starken Industriestandort Deutschland wurden in Deutschland 2,4 Mio. Tonnen Erdöl und 9,2 Mrd. Kubikmeter Erdgas gefördert. Doch die Produktion von Erdöl und Erdgas ist rückläufig. Obwohl die Potenziale in Deutschland erheblich sind und eine investitionsbereite, erfahrene Industrie bereitsteht, diese mit weltweit beispielgebenden Umweltstandards zu erschließen. ERDGASPRODUKTION ERDÖLPRODUKTION MITARBEITER 9,2 Mrd. Kubikmeter Erdgas wurden im Jahr 2014 in Deutschland produziert 2,4 Mio. Tonnen Erdöl wurden im Jahr 2014 in Deutschland produziert hochqualifizierte Mitarbeiter waren 2014 in der E&P-Industrie tätig

19 Elbe ERDGAS- UND ERDÖLLAGERSTÄTTEN IN DEUTSCHLAND Dänemark Ostsee Nordsee Kiel Hamburg Schwerin Bremen Elbe Havel Polen Berlin Oder Niederlande Ems Münster Hannover Magdeburg Maas Rhein Spree Neisse Belgien Düsseldorf Kassel Weser Erfurt Leipzig Dresden Meuse Luxemburg Frankfurt Main Nürnberg Tschechische Republik Vltava Saarbrücken Frankreich Rhein Stuttgart Bodensee Donau München Isar Inn Donau Österreich Schweiz Erdgaslagerstätte Erdöllagerstätte Entfernung in km

20 20 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 ERDGAS- UND ERDÖLPRODUKTION IN DEUTSCHLAND ENTWICKLUNG DER ERDGASFÖRDERUNG SEIT , ,8 14,0 9, Mrd. m³ VERTEILUNG DER DEUTSCHEN ERDGAS- PRODUKTION NACH BUNDESLÄNDERN Mrd. m³ 9,2 VERSORGUNG DES DEUTSCHEN ERDGASMARKTES Niedersachsen 96,1 % Sachsen-Anhalt 1,7 % Schleswig-Holstein 1,9 % sonstige 0,3 % Norwegen 22 % Niederlande 25 % Deutschland 12 % sonstige 4 % Russland 37 % Erdgasproduktion Im Jahr 2014 wurden 9,2 Milliarden Kubikmeter Erdgas in Deutschland produziert. Die rückläufige Entwicklung der heimischen Erdgasförderung hat sich weiter fortgesetzt. Innerhalb der letzten zehn Jahre hat sie sich mehr als halbiert (2004 sind noch 19,5 Milliarden Kubikmeter Erdgas im Land produziert worden). Zwar konnte der natürliche Rückgang der Produktionskapazitäten in älteren Lagerstätten mit hohen Investitionen, zwei erfolgreichen Produktionsbohrungen und drei fündigen Explorationsbohrung teilweise ausgeglichen werden. Doch setzt sich der Trend der vergangenen Jahre mit einer Rückgangsrate von sechs Prozent fort. Die Erschließung neuer Lagerstätten wird vor allem dadurch verzögert, dass in Deutschland seit 2011 keine Frac-Aktivitäten mehr genehmigt und durchgeführt worden sind. Niedersachsen ist weiterhin Erdgasland Nummer 1 in Deutschland. Der niedersächsische Anteil an der heimischen Erdgasproduktion liegt stabil bei 96 Prozent, mehr als die Hälfte der deutschen Erdgasproduktion stammt aus der Förderregion Weser-Ems. Schleswig-Holstein und Sachsen-Anhalt haben mit jeweils knapp zwei Prozent zur Erdgasproduktion im Land beigetragen. Die Erdgasproduktion aus inländischen Quellen erfolgte 2014 aus 495 produzierenden Bohrungen. In der Gesamtfördermenge von 9,2 Milliarden Kubikmeter Erdgas waren rund 87 Millionen Kubikmeter Erdölgas (Nebenprodukt der Erdölgewinnung) enthalten. Mit der heimischen Erdgasproduktion, die vor allem im deutschen Markt verkauft wird, konnten zwölf Prozent des Erdgasbedarfs gedeckt werden. Neben der hiesigen Produktion erfolgte die Erdgasversorgung Deutschlands 2014 im Wesentlichen aus Lieferquellen in Russland (37 Prozent), den Niederlanden (25 Prozent) und Norwegen (22 Prozent). Mrd. m³ Quelle: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen

21 21 Erdölproduktion In Deutschland wurden 2014 insgesamt 2,4 Millionen Tonnen Erdöl gefördert. Die Produktion wurde damit im Vergleich zum Vorjahr auf annähernd stabilem Niveau gehalten. Durch hohe Investitionen in die Feldesentwicklung mit vielen erfolgreichen Bohrungen ist es gelungen, die Nutzungsdauer bestehender Felder zu verlängern und die Produktion insgesamt konstant zu halten. Die Erdölförderung erfolgte 2014 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 Deutschlands ist. Auf Schleswig-Holstein folgt Niedersachsen mit knapp 34 Prozent der inländischen Erdölproduktion. Etwa 8 Prozent des deutschen Erdöls kamen auch 2014 aus Quellen in Rheinland-Pfalz. ENTWICKLUNG DER ERDÖLFÖRDERUNG SEIT , , Mio. t 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 2014 rund 0,7 Millionen Tonnen und war damit sechs Prozent niedriger als im Vorjahr. VERTEILUNG DER DEUTSCHEN ERDÖL- PRODUKTION NACH BUNDESLÄNDERN sonstige 1 % Niedersachsen 34 % 2,4 Bayern 2 % Rheinland-Pfalz 8 % Schleswig-Holstein 55 % Mio. t

22 22 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 ERDGAS- UND ERDÖLPRODUKTION IN DEUTSCHLAND DIE ZEHN PRODUKTIONSSTÄRKSTEN ERDGASFELDER IN DEUTSCHLAND 2014 Völkersen Z m³ Goldenstedt-Oythe m³ Bötersen Pool A m³ Söhlingen Pool m³ Hemsbünde Pool B m³ Siedenburg m³ Visbek m³ Hemmelte Z m³ Uchte m³ Hengstlage m³ DIE ZEHN PRODUKTIONSSTÄRKSTEN ERDÖLFELDER 2014 Mittelplate t Dieksand t Römerberg t Emlichheim Öl t Rühlermoor-Valendis t Bramberge Öl t Georgsdorf t Scheerhorn/Adorf Öl t Aitingen Öl t Ringe Öl t Erdgas Reserven und Potenziale Zum Stichtag am 31. Dezember 2014 hat Deutschland über 82,9 Milliarden Kubikmeter Erdgasreserven verfügt, die als sicher oder wahrscheinlich förderbar gelten. Im Vergleich zum Vorjahr ist das ein Rückgang um 14,1 Milliarden Kubikmeter. Der Reservenrückgang ist damit wiederholt größer ausgefallen, als es die Entnahme der laufenden Produktion (9,2 Milliarden Kubikmeter) erwarten ließe. Zehn Prozent der Erdgasreserven sind durch die politische Debatte über die heimische Erdgasproduktion bereits unwiderruflich verloren; dazu kommen die anberaumten großflächigen Ausschlussgebiete, die zu einer Neubewertung der Reserven führen. Die derzeitigen Reserven wären rein rechnerisch ausreichend, um die Erdgasförderung für die kommenden neun Jahre auf aktuellem Niveau zu halten. Tatsächlich sind diese Reserven aber nur ein kleiner Teil des insgesamt vorhandenen Potenzials. 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 Speichergetseinen auf ca. 110 Milliarden Kubikmeter. Darüber hinaus gibt es in Deutschland Erdgasvorkommen in unkonventionellen Formationen. In Kohleflözen gelten 450 Milliarden Kubikmeter Erdgas als technisch förderbar; in Schiefergesteinen werden bis zu Milliarden Kubikmeter gewinnbares Erdgas erwartet. Dieses enorme Potenzial kann über viele Jahrzehnte zu einer verlässlichen, bezahlbaren und umweltverträglichen Energieversorgung in Deutschland beitragen. Ein Großteil dieser Reserven kann nur dank hochentwickelter Technologien, wie Fracking erschlossen werden. Ohne Fracking würden sich die Aussichten für die heimische Erdgasförderung erheblich trüben; nur noch 50 Milliarden Kubikmeter sichere/wahrscheinliche Reserven und rund 220 Milliarden Kubikmeter weitere Potenziale wären dann erschließbar und Deutschland folglich in absehbarer Zukunft komplett von Erdgasimporten abhängig.

23 23 ERDGAS RESERVEN UND POTENZIALE OHNE FRACKING Erdgasproduktion in Deutschland 2014 Erdgasverbrauch in Deutschland 2014 Sichere, wahrscheinliche Reserven Potenziale in konventionellen Lagerstätten Potenziale in Kohleflözlagerstätten Potenziale in Schiefergaslagerstätten Potenziale 200 in konventionellen Lagerstätten MIT FRACKING Mrd. m³ Quelle: BGR, AG Energiebilanzen, WEG

24 24 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 ERDGAS- UND ERDÖLPRODUKTION IN DEUTSCHLAND STATISTISCHE REICHWEITE DER DEUTSCHEN ERDÖL- UND ERDGASRESERVEN Reichweite Erdgasreserven in Jahren Reichweite Erdölreserven in Jahren BOHRUNGEN IN DEUTSCHLAND ERDÖLRESERVEN 31 Mio. Tonnen betragen die sicheren und wahrscheinlichen Erdölreserven in Deutschland Erdöl Reserven und Potenziale Die sicheren und wahrscheinlichen Erdölreserven lagen zum Stichtag 31. Dezember 2014 bei 31 Millionen Tonnen. Das waren lediglich 0,5 Millionen Tonnen weniger als vor Jahresfrist. Der Reservenrückgang fiel also geringer aus als die Entnahme aus der laufenden Förderung. Bei Zugrundelegung der Förderung des Jahres 2014 liegt die statistische Reichweite der deutschen Erdölreserven nun bei knapp dreizehn Jahren. 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. Bohrtätigkeit und Investitionen Insgesamt wurden im Jahr 2014 knapp 49 km Bohrleistung erbracht. Von insgesamt 24 abgeschlossenen Bohrungen waren 14 fündig darunter neun erfolgreiche Erdöl- und nur fünf Erdgasbohrungen. Die Investitionen der Erdöl- und Erdgasproduzenten in Deutschland lagen mit 450 Millionen Euro auch im Jahr 2014 oberhalb des langjährigen Durchschnitts. Investitionen in die Exploration unkonventioneller Lagerstätten liegen aufgrund der seit Mitte 2011 andauernde Fracking- Debatte weiterhin auf Eis. Die Auswirkungen auf die Erdgasproduktion sind längst spürbar: innerhalb von fünf Jahren sind diese um ein Drittel gesunken. Eine Fortsetzung dieser Blockade gefährdet aber nicht nur die Versorgungssicherheit, sondern auch die Menschen und Familien, die von dieser Industrie leben. Anzahl fündig Erdgas fündig Erdöl Bohrungen fehl

25 25 Mitarbeiter in der E&P-Industrie Auch wenn das Aktivitätsniveau der Erdöl- und Erdgasproduzenten 2014 hoch war, ist der Produktionsrückgang der letzten Jahre längst spürbar. Die Folgen sind Kurzarbeit und Entlassungen, vor allem in der Service-Industrie. Die Zahl der Mitarbeiter in WEG-Mitgliedsunternehmen ist im Jahresdurchschnitt auf gesunken. Das betrifft überwiegend strukturschwache Regionen. In vielen Kommunen sind die deutschen Erdöl- und Erdgasproduzenten schon seit vielen Jahrzehnten aktiv; sie sind dort wichtige Arbeitgeber und Steuerzahler. Auch durch die Beschäftigung von örtlichen Handwerkern und Dienstleistern tragen sie wesentlich zur wirtschaftlichen Entwicklung in diesen Regionen bei. MITARBEITER Menschen und ihre Familien leben von der Erdöl- und Erdgasproduktion in Deutschland Die fast hochqualifizierten direkten Beschäftigten repräsentieren also nur einen Teil der Menschen, die von der Erdöl- und Erdgasproduktion in Deutschland leben. Die tatsächliche Zahl, die auch die Zuliefer- und Dienstleistungsbereiche einschließt, beträgt nach Schätzungen des WEG mindestens das Zweifache. Insgesamt leben etwa Menschen und ihre Familien direkt und indirekt von der E&P-Industrie. WEG-Mitglieder haben zum Jahresende 2014 insgesamt 488 Auszubildende in technischen und kaufmännischen Berufen beschäftigt. Die Zahl der Ausbildungsplätze in der E&P-Industrie ist damit gegenüber 2013 nochmals gestiegen und liegt bei 4,88 Prozent der Gesamtbelegschaft. Die Mitarbeiter der deutschen E&P-Unternehmen haben auch 2014 die Chance genutzt, sich im Rahmen von Auslandseinsätzen zu qualifizieren. Ende des Jahres waren 256 Mitarbeiter im Ausland tätig. BELEGSCHAFTSENTWICKLUNG SEIT

26 26 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 UNTERTAGE-ERDGASSPEICHER FLEXIBLE UND STRATEGISCHE PARTNER DER ENERGIEWENDE Erdgasspeicher sind verlässliche Partner der Energiewende. Durch ihre hohe Flexibilität gleichen sie Produktions- und Absatzschwankungen aus, zum Beispiel um klimaschonende Gaskraftwerke punktgenau versorgen zu können. Im Jahr 2014 waren in Deutschland Erdgasspeicher mit einem Arbeitsgasvolumen von insgesamt rund 25 Milliarden Kubikmeter in Betrieb. Das entspricht einer Menge, die 30 Prozent des deutschen Erdgasverbrauchs decken kann. VERSORGUNGSSICHERHEIT KAVERNENSPEICHER PORENSPEICHER 30 % des deutschen Erdgasverbrauchs können aus Erdgasspeichern gedeckt werden 14,3 Mrd. Kubikmeter Erdgas betrug 2014 das Arbeitsgasvolumen in Kavernenspeichern 10,3 Mrd. Kubikmeter Erdgas betrug 2014 das Arbeitsgasvolumen in Porenspeichern

27 DEUTSCHLAND HAT DAS GRÖSSTE ERDGAS-SPEICHERVOLUMEN IN EUROPA 27

28 28 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 UNTERTAGE-ERDGASSPEICHER UNTERTAGE-ERDGASSPEICHER Porenspeicher natürlich vorhandenes Speichergestein mit gasdichtem Deckgebirge Kavernenspeicher künstlich angelegte Hohlräume im Salzgestein SPEICHERTYPEN IN DEUTSCHLAND NACH ARBEITSGASVOLUMEN Mrd. m³ 25 Aquifere 3 % ehemalige Erdgasfelder 38 % ehemalige Erdölfelder 1 % Salzkavernen 58 % Speichertypen Grundsätzlich gibt es zwei Möglichkeiten, Erdgas unterirdisch zu speichern: Porenspeicher und Kavernenspeicher. Diese beiden Speichertypen unterscheiden sich nicht nur geologisch voneinander, sondern haben auch verschiedene Vorteile. Porenspeicher sind natürliche Lagerstätten, die sich aufgrund ihrer geologischen Formationseigenschaften zur Speicherung von Erdgas eignen. Sie befinden sich in porösem Gestein, in dem Erdgas wie in einem Schwamm aufgenommen und eingelagert wird. Bei der Speicherung wird das Erdgas in die winzigen Poren der Gesteinsschicht geleitet. Dabei handelt es sich meist um ausgeförderte Erdgas- oder Erdöl-Reservoire. Durch die horizontale und vertikale Abdichtung der ehemaligen Lagerstätten hat die Natur ideale Voraussetzungen für deren heutige Nutzung als Speicher geschaffen schließlich waren hier Erdöl und Erdgas über Jahrmillionen eingeschlossen. Nach oben sind Porenspeicher durch mächtige Ton- und Salz-Deckschichten 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 chemisch-physikalischen Eigenschaften der Salzschicht garantieren eine natürliche Dichtheit der Kavernen, denn der umgebende Salzstock ist eine gasundurchlässige Barriere. Im Gegensatz zu Porenspeichern werden Kavernenspeicher durch einen Solprozess angelegt. Die Aussolung, also das Auflösen von Salz durch kontrollierte Wasserzufuhr und Produktion von Sole, erfolgt über die Bohrung und darin eingebaute Solrohre. So entstehen Hohlräume von bis zu 500 Metern Höhe, in denen Erdgas gespeichert werden kann. Die Bohrung wird nach entsprechender Ausrüstung und Dichtheitstests zur Ein- und Auslagerung des Gases genutzt. Die Ein- und Ausspeicherleistung von Kavernenspeichern ist wesentlich höher als die von Porenspeichern. Der Grund dafür ist einfach: Beim Porenspeicher muss das Erdgas zunächst durch das poröse Gestein zur Bohrung strömen, während der

29 29 große Kavernenhohlraum über die Bohrung direkt mit den obertägigen Gasbetriebsanlagern verbunden ist. Flexible und bedarfsgerechte Erdgasversorgung Die Untergrundspeicherung von Erdgas gewinnt in Deutschland und Europa immer mehr an Bedeutung. Sie gleicht nicht nur Produktions- und Absatzschwankungen aus, sondern gewinnt auch an strategischer Bedeutung. Denn das Wettbewerbsumfeld im Erdgasmarkt ist sehr dynamisch und die Abhängigkeit von Importen steigt zunehmend. Erdgasspeicher dienen der Bezugsoptimierung bei schwankenden Gaspreisen und leisten gleichzeitig einen Beitrag zur Stabilisierung des Netzes. Durch die hohe Flexibilität von Einspeicher- und Ausspeicherleistung trägt die Erdgasspeicherung auch wesentlich zum Gelingen der Energiewende bei beispielsweise mit der Versorgung von klimaschonenden Gaskraftwerken, die sehr kurzfristig einspringen können, wenn die regenerative Energie aus Wind oder Sonne zeitweise nicht zur Verfügung steht. ENTWICKLUNG DES SPEICHERVOLUMENS IN DEUTSCHLAND ,1 Kavernenspeicher 14,3 10,8 Porenspeicher 10, Arbeitsgasvolumen in Mrd. m³ Gesamt 24,6 Speichervolumen in Deutschland Die Mitgliedsunternehmen des WEG haben im Jahr 2014 Erdgasspeicher mit einem Arbeitsgasvolumen von 24,6 Milliarden Kubikmetern betrieben (Anstieg seit dem Vorjahr um 0,8 Milliarden Kubikmeter). Das Speichervolumen in Deutschland entspricht damit rund 30 Prozent der jährlich verbrauchten Erdgasmenge und ist das größte in der Europäischen Union, gefolgt von Italien, Niederlande und Frankreich. Weltweit gibt es nur in den USA, in Russland und in der Ukraine mehr Speichervolumen. Insgesamt betreiben die WEG-Mitglieder in Deutschland 250 Kavernen in 28 Speicheranlagen. Das Speichervolumen dieser Kavernen beträgt 14,3 Milliarden Kubikmeter (Zuwachs von mehr als 8 Prozent). Dadurch verfügen die Kavernen inzwischen über einen Anteil von 58 Prozent an dem gesamten installierten Speichervolumen in Deutschland. Die 19 Porenspeicher der WEG-Mitglieder haben ein Arbeitsgasvolumen von 10,3 Milliarden Kubikmetern (im Vergleich zum Vorjahr nahezu konstant). ERDGASSPEICHER IN EUROPA EU gesamt: 108,4 Deutschland: 24,6 Italien: 17,1 Niederlande: 12,8 Frankreich: 12,8 Österreich: 8,2 Ungarn: 6,5 Großbritannien: 5,3 Tschechien: 3,5 Spanien: 3,4 Slowakei: 3,3 Rumänien: 3,1 Polen: 2,8 Sonstige: 5,0 Arbeitsgasvolumen in Mrd. m³, Quelle: International Gas Union (IGU)

30 30 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 UMWELTSCHUTZ UND ARBEITSSICHERHEIT REGIONALE PRODUKTION MIT SICHERHEIT UND VERANTWORTUNG Regionale Produkte stehen wegen ihrer Qualität und der vielen Vorteile kurzer Transportwege hoch im Kurs. Zu Recht. Der hohe Anspruch an Gewässer- und Naturschutz, der Vorsprung an Technik- Kompetenz und der tägliche Umgang mit höchsten Umwelt- und Sicherheitsstandards zeichnet die deutsche Industrie aus. Das gilt auch für die Produktion von Erdgas und Erdöl in Deutschland. Sicherheit und Umweltschutz gehören für die deutschen Erdöl- und Erdgasproduzenten genauso zum Selbstverständnis einer verantwortungsvollen Nutzung heimischer Rohstoffe wie der offene und transparente Umgang mit Informationen. KLIMASCHUTZ UNFALLBILANZ EMISSIONEN 3 Mio. Tonnen CO 2 werden jährlich durch die Erdgasproduktion in Deutschland vermieden, die auf dem Transportweg für Gas aus dem Ausland anfallen würden Ø 1,6 Unfälle je 1 Million Arbeitsstunden. Auch 2014 liegt die deutsche E&P- Industrie in der Unfallhäufigkeit weit unter dem Bundesdurchschnitt < 0,02 % Methanverluste bei der Erdgasproduktion belegen die hohen Umweltstandards und die technische Integrität der Anlagen in der deutschen E&P-Industrie

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32 32 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 UMWELTSCHUTZ UND ARBEITSSICHERHEIT ARBEITSUNFÄLLE IN DER E&P-INDUSTRIE IM VERGLEICH ZUM BUNDESDURCHSCHNITT ,2 1, 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), WEG Arbeitssicherheit Sicherheit, Gesundheit und Umweltschutz haben für die deutsche E&P-Industrie höchste Priorität. Dieses Selbstverständnis spiegelt sich in der Unfallbilanz wider: 2014 verzeichneten die Unternehmen der E&P-Industrie im Durchschnitt 1,6 Unfälle je eine Million Arbeitsstunden eine weitere Verbesserung von 2,1 Unfällen je eine Million Arbeitsstunden im Vorjahr. Im Vergleich zu anderen Industriezweigen bleibt die deutsche E&P-Industrie erstklassig. Im Bundesdurchschnitt gab es 14,3 meldepflichtige Unfälle je eine Million Arbeitsstunden im Jahr 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. Tippen tötet ausgezeichnet mit dem Arbeitsschutz-Oscar Mit der Initiative Tippen tötet setzen sich der Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e.v. (WEG) und die Landesverkehrswacht Niedersachsen e.v. in einer gemeinsamen Kampagne für mehr Sicherheit im Straßenverkehr ein. Das Projekt wurde mit dem Förderpreis 2015 der Berufsgenossenschaft Rohstoffe und chemische Industrie (BG RCI) ausgezeichnet. Die Nutzung von Smartphones am Steuer ist eine wachsende Gefahr im Straßenverkehr. Dies war Anlass das Projekt Tippen tötet ins Leben zu rufen. So klar wie die Botschaft, so einfach und eindeutig ist das Herzstück der Initiative: Ein Piktogramm, das in SMS-Sprache darstellt, dass Autofahren und gleichzeitiges Tippen auf dem Smartphone unglücklich machen. Auf gelb leuchtenden Spannbändern an Autobahnbrücken, auf Plakaten und in Form von Citycards wirbt es landesweit in Niedersachsen für mehr Sicherheit am Steuer.

33 33 Weiterentwicklung der Fracking-Flüssigkeiten Nicht nur bei der Arbeitssicherheit setzt die deutsche E&P-Industrie weltweit Standards, sondern geht auch bei der Weiterentwicklung effizienter und umweltschonender Verfahren voran. Ein Beispiel dafür ist die Entwicklung der Frac-Fluide. Gerade über die Zusammensetzung der Flüssigkeiten, die für das Fracking nötig sind, ist in den vergangenen Jahren viel diskutiert worden. Mittlerweile ist die E&P-Industrie in der Lage mit Flüssigkeiten auszukommen, die fast ausschließlich aus Wasser bestehen. Das gilt vor allem für das Schiefergestein. Hier sind Flüssigkeiten entwickelt worden, die keinerlei giftige oder umweltgefährliche Substanzen mehr enthalten. Auch die konventionellen Lagerstätten hat sich die E&P-Industrie zu höchsten Standards verpflichtet und diese in der Technischen Regel zur Praxis der hydraulischen Bohrlochbehandlung für konventionelle Speichergesteine veröffentlicht. Seit ihrem ersten Einsatz in den 1940er Jahren hat sich Fracking zu einer Schlüsseltechnologie bei der Erdgas- Produktion entwickelt. In Deutschland ist die Technologie seit den 1960er Jahren sicher und erfolgreich im Einsatz. Sie wurde hier seitdem mehr als 300 mal umweltverträglich durchgeführt. Seismische Überwachung in Niedersachsen erweitert Seit 2007 betreiben die deutschen Erdgasproduzenten östlich von Bremen ein Messsystem, das der wissenschaftlichen Auswertung und Begutachtung seismischer Ereignisse dient, die in Zusammenhang mit der Erdgasgewinnung gebracht werden. Das Überwachungsnetz erfasst wichtige Daten wie die Lage und die Tiefe eines Erschütterungsherdes sowie die für die Wahrnehmung an der Oberfläche relevante Schwinggeschwindigkeit. FRAC-FLUIDE 99,8 % der für Schiefergas entwickelten Fluide ist Wasser. Nur zwei Additive sind notwendig. Diese sind weder giftig noch umweltgefährlich, sondern beide biologisch leicht abbaubar. SEIT MEHR ALS 50 JAHREN WIRD HYDRAULIC FRACTURING IN DEUTSCHLAND ANGEWANDT Anzahl Fracs Derzeit wird das Seismische Messsystem auf die Erdgasfördergebiete westlich der Weser erweitert.

34 34 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 UMWELTSCHUTZ UND ARBEITSSICHERHEIT SEISMISCHES MESSYSTEM 38 Stationen erfassen seismische Aktivitäten in den niedrsächsischen Erdgasfördergebieten Das Überwachungsgebiet wird dadurch von etwa auf Quadratkilometer Fläche ausgeweitet; die bisher installierten 16 Messstationen werden auf insgesamt 38 Stationen ausgebaut. Die deutschen Erdgasproduzenten investieren rund 3 Millionen Euro in dieses Messsystem. Die Daten des seismischen Überwachungsnetzes werden auf der Bürgerinfo-Website weg.dmt.de veröffentlicht. Durch die Ausweitung des seismischen Messnetzes wird eine Datengrundlage geschaffen, die eine genauere Kategorisierung der auftretenden Seismizität ermöglichen soll. Diese Daten werden dem Niedersächsischen Erdbebendienst als staatlichen seismologischen Dienst am Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG) für die Auswertung zur Verfügung gestellt. 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 und Hamburg aufgestellt wurde, in die Untersuchung und Auswertung ein. Reduzierung der Fackelmengen FACKELMENGEN nur 0,1 % der gesamten Produktion gehen in der deutschen E&P-Industrie durch Abfackeln verloren Die deutsche E&P-Industrie entwickelt umweltverträgliche Verfahren immer weiter. Zum Beispiel vermeiden sie das Abfackeln bei der Erdöl- und Erdgasproduktion. Durch Investitionen in innovative Technik gelingt es den Unternehmen, dass nur noch in Ausnahmefällen etwa beim Testen einer Bohrung oder im Zuge von Wartungs- und Reparaturarbeiten Fackeln zum Einsatz kommen. So lagen die Fackelmengen auch im Jahr 2014 bei lediglich 0,1 Prozent der Gesamtproduktion. Begleitgas, das bei der Erdölförderung mit an die Oberfläche gelangt, wird zur effizienten Strom- oder Wärmeproduktion genutzt. 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.

35 SEISMISCHES ÜBERWACHUNGSGEBIET IN NORDWESTDEUTSCHLAND ERDÖL- UND ERDGASFÖRDERUNG LIEFERT VIEL ENERGIE AUF WENIG FLÄCHE. Die 12 Erdgasförderplätze auf diesem Foto schaffen etwa GWh Energie pro Jahr. Zum Vergleich: Die 22 Windräder auf dem Bild erzeugen 140 GWh im Jahr

36 36 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 UMWELTSCHUTZ UND ARBEITSSICHERHEIT ENTWICKLUNG DER SPEZIFISCHEN KOHLENDIOXID-EMISSION 0,4 0,3 0,3272 Einsparung von Emissionen Vorteile hat die Öl- und Gasproduktion im Land auch für den Klimaschutz. Durch die Nähe zum Verbraucher entfallen bei der heimischen Produktion von Erdöl und Erdgas lange und energieintensive Transportwege. So werden jährlich drei Millionen Tonnen CO 2 -Äquivalent vermieden, die ansonsten auf dem Weg für Erdgas aus dem Ausland anfallen würden. 0,2 0,1 0,1188 0, 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 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 2014 auf sehr niedrigem Niveau. So entstanden bei der Erdgasproduktion je produzierter Tonne Erdgas lediglich 0,04 Tonnen Kohlendioxid. Die Methanverluste bei der Erdgasförderung betrugen nur 0,02 Prozent der Produktion. Dieser bemerkenswert niedrige Wert ist Beleg für die hohen Umweltstandards und die technische Integrität der Anlagen in der deutschen E&P-Industrie. Die spezifischen Emissionen an Schwefeldioxid in der E&P-Industrie haben sich im Vergleich zum Vorjahr ebenfalls weiter verringert. 0,025 0,020 0,015 0,010 0, ,021 0,019 0, 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) Umweltschutz bei der Ölförderung Mittelplate Die Bohr- und Förderinsel Mittelplate befindet sich inmitten des Nationalparks Schleswig-Holsteinisches Wattenmeer, der seit 2009 auch den Status eines Weltnaturerbes hat. Seit mehr als 25 Jahren wird hier von einem Konsortium deutscher Unternehmen ohne Zwischenfall Erdöl produziert. Dieses Beispiel zeigt, dass bei Berücksichtigung aller für ein derartiges Vorhaben wichtigen Aspekte eine umweltgerechte Erdölförderung ohne nachteilige Wirkungen auf die Umwelt und Biodiversität auch in einem derart sensiblen Umfeld wie dem Wattenmeer möglich ist.

37 37 Insbesondere die konsequente Anwendung des Null- Einleitungs-Prinzips nach welchem nichts von der Mittelplate in die Umwelt gelangt sorgt dafür, dass es erst gar nicht zu Auswirkungen der Erdölförderung auf die Umwelt kommen kann. Zudem werden alle Aktivitäten, die außerhalb der Mittelplate im Watt erforderlich werden, so geplant, dass eine möglichst geringe Fläche in Anspruch genommen wird, dass die Durchführungsdauer möglichst kurz ist und dass für die Durchführung Zeiträume gewählt werden, in denen die Tierwelt möglichst wenig gestört wird. Die Maßnahmen, die zum Schutz der Umwelt und Sicherung der Biodiversität beim Betrieb der Mittelplate ergriffen werden, sind zusammengefasst und auf der Website der Umweltsektion des internationalen Verbandes der Öl- und Gasproduzenten veröffentlicht ( NORMUNGSAKTIVITÄTEN Die deutsche E&P-Industrie arbeitet im DIN- Normenausschuss Erdöl- und Erdgasgewinnung (NÖG) aktiv an der Erstellung von Normen mit. Dies führt zu mehr Sicherheit und Umweltschutz und weltweit gültigen Regelungen. Der Gesamtbestand der internationalen ISO-Normen für die Erdöl- und Erdgasindustrie beträgt aktuell 185 Normen. Im Jahr 2014 wurden zehn Normen (einschl. Vornormen und Fachberichte) erstellt und acht Norm-Entwürfe erarbeitet.

38 38 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 AUSLANDSAKTIVITÄTEN MIT KOMPETENZ UND ERFAHRUNG INTERNATIONAL ERFOLGREICH Deutsche Produktions- und Service-Unternehmen punkten weltweit mit Wissen und Technologien Made in Germany. Hier liegt das Forschungsund Innovationszentrum der Unternehmen, weil die Förderung in Deutschland grundsätzlich schwieriger und technologisch anspruchsvoller ist. In Deutschland nach Öl und Gas zu bohren setzt große technische Kompetenz und umsichtiges Handeln voraus. Dieser Vorsprung an Technikkompetenz und der tägliche Umgang mit hohen Umweltstandards ist die Eintrittskarte für deutsche Öl- und Gasunternehmen in internationale Großprojekte. Dies wurde auch 2014 wieder deutlich mit steigender Erdgasproduktion, stabiler Erdölproduktion, Ausweitung des Konzessionsbesitzes und Rekordinvestitionen im Ausland in Höhe von rund 1,9 Milliarden Euro. ERDGASFÖRDERUNG INVESTITIONEN ERDÖLPRODUKTION 16 Mrd. Kubikmeter Erdgas hat die deutsche E&P- Industrie 2014 im Ausland produziert 1,9 Mrd. Euro wurden 2014 in den Ausbau der ausländischen E&P-Aktivitäten investiert 5 Mio. Tonnen Erdöl hat die deutsche E&P- Industrie im Jahr 2014 weltweit gefördert

39 39 DEUTSCHE E&P- UND SERVICE-INDUSTRIE WELTWEIT AUFGESTELLT 9,8 2,8 2,0 1,0 1,0 0,8 3,4 0,2 Produktion 2014 Mio. t Erdöl Mrd. m3 Erdgas

40 40 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 AUSLANDSAKTIVITÄTEN WELTWEITE ERDÖLPRODUKTION NACH REGIONEN IN 2014 Mio. t ERDÖL- UND ERDGASPRODUKTION IM AUSLAND ,4 WELTWEITE ERDGASPRODUKTION NACH REGIONEN IN 2014 Mrd. m³ 15,6 Europa 54,9 % GUS 20,3 % Amerika 4,6 % Afrika 20,1 % Amerika 21,2 % Europa 12,5 % Afrika 5,2 % GUS 61,1 % 16,0 5, * Erdöl in Mio. t Erdgas in Mrd. m³ * vorläufig Mit insgesamt fast 19 Millionen Tonnen Rohöläquivalenten (ROE) konnten die deutschen Erdöl- und Erdgasproduzenten ihre Kohlenwasserstoffproduktion (Erdgas und Erdöl) im Ausland 2014 erneut steigern. Die Auslandsproduktion ist damit fast doppelt so hoch wie die im Inland. Die Erdgasproduktion lag mit 16 Milliarden Kubikmetern auf Rekordhöhe und neun Prozent höher als im Vorjahr. Die Erdölproduktion war mit 5 Millionen Tonnen fast stabil. Zu dem guten Ergebnis haben die Investitionen in Höhe von 1,9 Milliarden Euro beigetragen. Dass deutsche Unternehmen im Ausland als Partner gerne gesehen werden, hat einen Grund: technologisches Know-how. Einige Länder verfügen über teilweise riesige Öl- und Gasreserven, die von den jeweiligen Staatsgesellschaften nicht gefördert werden können. Etwa weil neue Felder technisch besonders anspruchsvoll sind. Oder weil alte Felder mit herkömmlicher Technik nicht weiter ausgeschöpft werden können. Die deutschen Unternehmen können auf ihre Erfahrungen in Deutschland setzen. Sie bringen das Know-how, die Technologien und die Umweltstandards mit, die diese Staatsunternehmen brauchen. Das technische Wissen wurde vor allem durch die heimische Förderung gewonnen. So basiert der Erfolg im Ausland auf einer soliden Basis zuhause. Deutsche Unternehmen wissen, wie sich Tight Gas sicher, effizient und umweltverträglich fördern lässt. Sie haben das im Inland gezeigt. Genau diese Erfahrung ist für internationale Partner wichtig, beispielsweise in Russland und Argentinien. Sie wissen, dass man sich auf Sicherheitsdenken, Umweltschutz und auf die Öl- und Gas-Expertise Made in Germany verlassen kann. Ein weiteres Beispiel ist die Entwicklung und Förderung aus Sauergas-Feldern. Auch hier kann die jahrzehntelange Erfahrung aus Deutschland genutzt werden, um neue Geschäftsfelder zu eröffnen etwa in Abu Dhabi. Dort werden gemeinsam mit dem staatlichen Ölunternehmen Sauergasfelder bewertet und entwickelt. Deutsche Produktions- und Service-Unternehmen positionieren sich immer mehr als innovativer Technologie-Partner.

41 41 Technologien wie Enhanced Oil Recovery, mit denen die Ausbeute bestehender Felder gesteigert werden kann, gewinnen weltweit an Bedeutung. Auch damit haben die deutschen Unternehmen wertvolle Erfahrungen, beispielsweise mit Dampffluten, wo heißer Wasserdampf genutzt wird um Öl zu fördern. Europa Sowohl in der Erdöl- als auch in der Erdgasproduktion haben die deutschen Produktionsunternehmen im europäischen Ausland mit plus 80 Prozent bzw. plus 40 Prozent stark zugelegt. Für die Erdölproduktion ist Europa mittlerweile die wichtigste Region. Neben dem Produktionszuwachs in der Nordsee hat dazu auch die unverändert angespannte Situation im nördlichen Afrika beigetragen. Deutsche Unternehmen sind im britischen und niederländischen Abschnitt der Nordsee sowie in Norwegen und Dänemark aktiv. In diesen Ländern sind sie an internationalen Zukunfts-Projekten, wie beispielweise großen Feldesentwicklungsprojekten beteiligt. In Norwegen konnte die Erdöl- und Erdgasproduktion 2014 auf nunmehr 2,6 Millionen Tonnen bzw. 1 Milliarde Kubikmeter mehr als verdoppelt werden. Dazu haben substantielle Verbesserungen in der Produktionseffizienz in den Öl- und Gasfeldern Snorre und Gjøa beigetragen. Intensiv wurde an der Inbetriebnahme und Produktionsaufnahme einer Floating Production Storage and Offloading Unit (FPSO) im Lizenzgebiet Knarr gearbeitet, die im Frühjahr 2015 erfolgt ist. Hier wurde das FPSO-Schiff Petrojarl Knarr in Dienst gestellt. Im November und Dezember 2014 wurde das FPSO-Schiff vor Ort festgemacht und mit vier Steigleitungen verbunden und die Infrastruktur aufgebaut. Erstes Öl aus dem Knarr Feld wurde Anfang März 2015 gefördert. Das Gebiet hat geschätzte Reserven von 13 Millionen Kubikmeter Öläquivalent. Erfreulicherweise konnten 2014 auch wieder positive Explorations-Ergebnisse verzeichnet werden. Die fündige Bohrung Alta in der Barentssee mit bis zu 50 Millionen Tonnen Öl und bis zu 17 Milliarden Kubikmeter Gas eröffnet neue Perspektiven in dieser Region. Dieser Fund kann zur Entwicklung einer neuen Öl- und Gasinfrastruktur im nördlichen Teil der Nordsee führen. Bei der norwegischen Bohrung Titan 2 wurde zwar Öl gefunden, doch die hohen Erwartungen an die Lagerstätte konnten nicht bestätigt werden. Im Rahmen der Lizenzrunde APA 2013 wurden einem deutschen Unternehmen acht neue Explorationslizenzen zugeteilt, davon fünf mit eigener Betriebsführerschaft. Vier der neuen Lizenzen (davon drei als Betriebsführer) befinden sich in der Nordsee, drei Lizenzen (davon eine als Betriebsführer) in der Norwegischen See sowie eine weitere eigenoperierte Lizenz in der Barentssee. Die bestehende Beteiligung an Produktionsplattform Brage wurde zum 1. Januar 2014 auf über 35 Prozent ausgedehnt. Damit ist das Unternehmen der größte Gesellschafter dieses eigenoperierten Feldes. Weitere Anteile wurden auch an den produzierenden Feldern Gjøa und Vega, sowie Anteile am Entwicklungsprojekt Aasta Hansteen, dem Fund Asterix, an dem Pipeline- Projekt Polarled sowie an vier Explorationslizenzen in der Nähe von Aasta Hansteen erworben. Im Rahmen der Entwicklung des von einem deutschen Unternehmen operierten Ölfeldes Maria auf dem norwegischen Kontinentalschelf wurde der erste Großauftrag für die Unterwasseranbindung an die produzierenden Felder Kristin, Asgard und Heidrun vergeben. In Großbritannien wurde eine Explorationsbohrung erfolgreich abgeteuft. Die Bohrung Marconi war ebenso fündig wie die nachfolgende Ablenkungsbohrung zur weiteren Erkundung des Reservoirs. Die Bohrung Handcross westlich der Shetland-Inseln war dagegen nicht fündig. Im Rahmen der 28. Lizenz-Runde wurde ein Angebot für drei Blöcke abgegeben, die unmittelbar westlich des Gasfeldes Breagh liegen. In Großbritannien wurde die Erdgas- und die begleitende Kondensatproduktion deutlich ausgebaut. Die Produktionsaufnahme in Breagh trug maßgeblich dazu bei.

42 42 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 AUSLANDSAKTIVITÄTEN Der Verkauf ausgewählter Beteiligungen auf dem britischen Kontinentalschelf an ein ungarisches Unternehmen wurde im ersten Quartal 2014 mit wirtschaftlicher Rückwirkung zum 1. Januar 2013 abgeschlossen. Im dänischen Hoheitsgebiet der Nordsee werden die Explorationstätigkeiten mit weiteren Bohrungen fortgeführt. Darüber hinaus wurde mit dem Bau der Produktionsplattform für die Entwicklung des Feldes Ravn begonnen. Deutsche Unternehmen nahmen auch an der 7. Dänischen Bieterrunde teil. Zur Stabilisierung der Siri-Plattform wurden im Sommer des letzten Jahres sechs Stahlkabel erfolgreich zwischen den Plattformbeinen installiert. Der reguläre Produktionsbetrieb in den Tank unterhalb der Plattform wurde Ende September 2014 wiederaufgenommen. Gemeinschaft Unabhängiger Staaten (GUS) Die Produktion deutscher Unternehmen in der Gemeinschaft Unabhängiger Staaten (GUS), insbesondere Russland lag mit fast 10 Milliarden Kubikmetern Erdgas höher als die Produktion in jeder anderen Region, einschließlich Deutschland. Dies unterstreicht die Bedeutung der kaspischen Region und Russlands für die deutschen Erdöl- und Erdgasproduzenten. Das westsibirische Erdgasfeld Juschno Russkoje fördert mit Beteiligung deutscher Unternehmen seit 2009 auf Plateauniveau. Für die Turon-Horizonte, eine weitere Formation dieses Erdgasfeldes, wird ein Entwicklungskonzept erstellt. In der Achimov-Formation des Urengoi-Feldes in Westsibirien wird die Feldesentwicklung für den Block IA schrittweise weitergeführt; Ende 2014 wurde aus 40 Bohrungen produziert. Auch im Gebiet Wolgograd sind deutsche Unternehmen in der Exploration und Produktion von Ölfeldern aktiv. Nordafrika Auf die Produktion in Nordafrika hat die unverändert angespannte Sicherheitslage erheblichen Einfluss. Die Erdölproduktion ist dadurch 2014 um 60 Prozent gesunken. Demgegenüber konnte die Erdgasproduktion gesteigert werden. In Libyen betreiben deutsche Unternehmen Ölfelder in den Onshore-Konzessionen im Sirte-becken. Aufgrund der Sicherheitslage ruhte die Produktion dort. Im September 2014 konnte in Libyen die Produktion aus natürlich fördernden Bohrungen für rund 13 Wochen wieder aufgenommen werden. Die mit der staatlichen Ölgesellschaft vereinbarte Exportproduktion betrug rund Barrel Öl am Tag. Davon unbeeinträchtigt produzierte das Offshore-Ölfeld Al Jurf, an dem deutsche Unternehmen ebenfalls beteiligt sind, störungsfrei. In Ägypten konnte 2014 dem natürlichen Produktionsabfall der Erdölfelder im Golf von Suez weitgehend entgegengewirkt werden. Dies gelang durch produktionsunterstützende Maßnahmen sowie zusätzliche Produktionsbohrungen in Ras Fanar und Zeit Bay. Die dortige Gasproduktion konnte 2014 deutlich ausgebaut werden. In der Konzession Disouq im Nildelta wurden zusätzliche Bohrungen abgeteuft und angeschlossen. Das Entwicklungsprojekt West Nile Delta (WND) schreitet voran. Es wurde ein Entwicklungskonzept erarbeitet, das die Nutzung und Einbindung einer bestehenden Infrastruktur vorsieht. Deutsche Unternehmen sind in Ägypten weiterhin in der Exploration aktiv bewarb sich ein Unternehmen um weitere Explorationslizenzen im Golf von Suez. Anfang 2015 wurden die Vereinbarungen für die Konzessionen Northwest El Amal und East Ras Fanar Offshore unterzeichnet.

43 AUSLÄNDISCHE ERDGASPRODUKTION AUF HOHEM NIVEAU GESTIEGEN 49 43

44 44 WEG JAHRESBERICHT 2014/2015 AUSLANDSAKTIVITÄTEN In Algerien konnten die Vorbereitungen für die erste Förderbohrung im Gasfeldentwicklungsprojekt Reggane abgeschlossen werden. Die Bohrung wurde 2015 begonnen. In Mauretanien wurde im Jahr 2014 eine erste Explorationsbohrung fertiggestellt, die sich als nicht erfolgreich erwies. Die Konzession wurde zurückgegeben. Naher Osten Der Nahe Osten ist nach wie vor ein interessantes Explorationsgebiet, auch wenn in den letzten Jahren keine Erdöl- oder Erdgasproduktion deutscher Unternehmen in diesem Gebiet zu verzeichnen war. Deutsche Unternehmen sind in dieser Region an Explorationsprojekten beteiligt. Die Vereinigten Arabischen Emirate besitzen die siebtgrößten Erdölreserven der Welt. Dabei nehmen auch am Golf die Herausforderungen bei der Förderung von Erdgas und Erdöl zu. Bisher verhinderte ein hoher Anteil an Schwefelwasserstoff im Erdgas die Produktion aus einigen Feldern, beispielsweise aus dem Shuwaihat-Feld. Die Lagerstätte enthält zu über 20 Prozent Schwefelwasserstoff, was hohe Anforderungen an die Erkundung und Produktion stellt. Hier können die deutschen Unternehmen ihre Erfahrungen aus der heimischen Förderung nutzen und das Sauergasund Kondensatprojekt Shuwaihat weiter vorantreiben wurde eine eigenoperierte Erkundungsbohrung in diesem Feld begonnen. Südamerika Die Produktion in Südamerika war 2014 leicht rückläufig. Deutsche Unternehmen suchen und produzieren seit über 30 Jahren in Argentinien Erdöl und Erdgas. Zurzeit sind die Unternehmen an insgesamt 15 Onshore- und Offshore-Feldern beteiligt. In Argentinien wurde eine Joint-Venture-Vereinbarung für die Exploration und mögliche weitere Entwicklung des Blocks Aguada Federal unterzeichnet. In dem 97 Quadratkilometer großen Block im Osten der Neuquén Provinz wird die Förderung aus unkonventionellen Lagerstätten angestrebt. Außerdem wurde am Block Aguada Federal eine Beteiligung und die Betriebsführerschaft übernommen. In Chile sind deutsche Unternehmen in der Exploration tätig und halten Anteile am Block San Sebastian. Im Explorationsblock 4North in Katar wird nach dem erfolgreichen Erdgasfund die Beurteilung der wirtschaftlichen Feldesentwicklung weitergeführt. Der Block befindet sich in einem Gebiet mit einer Wassertiefe von rund 70 Metern in unmittelbarer Nähe des sogenannten North Field, dem größten Erdgasfeld der Welt.

45 Jahresbericht 2014 STATISTISCHER TEIL 45