Erdöl und Erdgas in Deutschland: Das Jahr 2016 in Zahlen

Erdöl und Erdgas werden in Wietigsmorr eng beieinander gewonnen

Wieviel Erdöl und Erdgas wurden 2016 in Deutschland gefördert? Wie viele Bohrungen wurden abgeteuft und wie hat sich generell die Exploration und Produktion von Kohlenwasserstoffen in Deutschland 2016 entwickelt? Wir fassen den Jahresbericht des LBEG zusammen und geben einen komprimierten und analysierenden Überblick.

Insgesamt wurden im Jahr 2016 in Deutschland 2,36 Mio. Tonnen Erdöl und 8,6 Mrd. m(Vn) Roherdgas produziert. Der negative Trend der vergangenen Jahre setzte sich 2016 fort. So wurden etwa 60.000 Tonnen Erdöl und circa 600 Mio. m3 (Vn) Roherdgas gegenüber 2015 weniger gefördert. Dieser Rückgang ist beim Erdöl in erster Linie mit dem natürlichen Rückgang der Produktion verbunden.

Beim Erdgas trifft dieser Aspekt in erster Linie ebenfalls zu. Vor dem Hintergrund der politischen und gesellschaftlichen Diskussion rund um Fracbehandlungen muss davon ausgegangen werden, dass entsprechende Bohr- und Fracprojekte zurückgestellt oder auf sie gänzlich verzichtet wird. So fehlen hierdurch unter Umständen Maßnahmen zur Steigerung oder Aufrechterhaltung der Produktion.

Anstieg der Bohrleistung mit Vorsicht zu genießen

Bohrturm auf einem Feld

Bohrarbeiten zur Wiedererschließung des Erdölfeldes Suderbruch. Foto: M. Stahmann

Betrachtet man oberflächlich die Bohraktivität, könnte man meinen, dass sich die Situation leicht entspannt hat und allgemein in Deutschland mehr gebohrt wird: Die Bohrmeterleistung nahm um knapp 5.000 Meter auf 37.126 Meter zu und die Anzahl der aktiven Bohrungen ist um neun Bohrungen auf 26 gestiegen.

Setzt man dies nun in Relation fällt auf, dass die Zunahme sich im Teufenbereich einer durchschnittlichen Erdgasbohrung in Niedersachsen auf das Karbon oder Rotliegend befindet. Außerdem wurde im zweiten Halbjahr eine Bohrkampagne im Feld Emlichheim gestartet, was sich positiv auf die Statistik auswirkt.

Dennoch liegt die Bohraktivität deutlich unter dem Schnitt vergangener Jahre und es fällt auf, dass es nur zwei Bohrungen zum Erdgasaufschluss gab.

Erfreulich ist es, dass von den wenigen Bohrungen in 2016 nur eine Bohrung (Hofwiese 1; Rhein Petroleum) das Ergebnis fehl/nicht fündig erhalten hat. Zehn Bohrungen waren öl- oder gasfündig bzw. hatten ihr Ziel erreicht, die restlichen Bohrungen wurden zum Jahresende noch gebohrt oder hatten noch kein Ergebnis.

Nur eine Seismik durchgeführt und kaum neue Konzessionen

Bei der geophysikalischen Erkundung zeichnet sich weiterhin ein negativer Trend ab: So gab es 2016 lediglich ein 52 kmgroßen 3D-Survey im Bereich des Feldkomplexes Rühle. 2D- und Gravimetriemessungen wurden 2016 überhaupt nicht vorgenommen.

2016 wurden acht neue Erlaubnisfelder mit zusammen etwa 2000 km2 Fläche erteilt. Im Gegensatz stehen dazu aber auch 25 Erlaubnisse, die erloschen sind, also nicht weiter verlängert, oder verkleinert wurden. In Zahlen spricht man hier von circa 14.500 km2.

Hauptsächlich sind Erlaubnisfelder in Nordrhein-Westfalen und Niedersachsen nicht erneuert worden, die das Prospekt einer Kohleflözgasexploration hatten.

Mittelplate das Nonplusultra

Bohr- und Förderinsel Mittelplate in der Nordsee.

Die Bohr- und Förderinsel Mittelplate von Cuxhaven aus gesehen. Foto: Markus Stahmann

90 Prozent des in Deutschland geförderten Öls wurden 2016 in Niedersachsen und Schleswig-Holstein produziert, wovon 55 Prozent auf Schleswig-Holstein und somit Mittelplate entfallen.

Mit knapp 1,3 Mio. Tonnen in 2016 ist Mittelplate das mit Abstand förderstärkste Feld Deutschlands. Auf dem zweiten Platz liegt hier der Feldkomplex Rühle, bestehend aus den Lagerstätten Rühlermoor und Rühlertwist. Die beiden Felder brachten zusammen knapp 180 000 Tonnen Öl zu Tage, also etwa 1,1 Mio. Tonnen weniger als Mittelplate. Bemerkenswert sind hier die Vergleiche der in Betrieb stehenden Sonden: 28 Sonden fördern die 1,3 Mio. Tonnen Mittelplate-Öl – dem gegenüber stehen 182 produzierende Bohrungen im Emsland, also das 6,5-fache.

Auf den weiteren Top5-Plätzen folgen Römerberg (gut 166.000 Tonnen), Emlichheim (gut 153.000 Tonnen) und Georgsdorf (gut 80.000 Tonnen). Hier ist auffällig, dass es 2016, wie in den Jahren zuvor, nur vier Felder gab, die mehr als 100.000 Tonnen Öl produzierten. Beträgt die Differenz zwischen Rühle und Emlichheim nur circa 25.000 Tonnen, produzierte das Feld Meppen auf Platz 10 nur noch gut 21.500 Tonnen Öl. Das wiederum ist statistisch gesehen etwa die Hälfte der Menge, die mit einer Bohrung im Mittelplate-Feld gewonnen wird.

Fairerweise muss an dieser Stelle gesagt werden, dass aus den Feldern in Rühle bereits knapp 40 Jahre länger Erdöl produziert wird, als aus dem Mittelplate-Feld. Das ist fast eine ganze Lebensdauer eines Ölfeldes, weshalb die Vergleiche mit Vorsicht zu genießen sind. Die Anzahl aktiver Bohrungen lag aber auch in den Anfangsjahren im Feld Rühle deutlich über denen von Mittelplate.

Erfreulicherweise lässt sich feststellen, dass es zwar generell einen Trend gibt, dass die Förderung zurück geht, aber bei Alt-Feldern die Produktion sich auf einem annähernd konstanten Niveau befindet: Teilweise wurden einige hundert bis tausend Tonnen mehr oder entsprechend weniger gefördert. Wirklich große Produktionsabfälle lassen sich nur bei Feldern beobachten, die schon einen Löwenanteil produzieren.

Hier zeigt sich, dass die heimische Industrie es schafft auch alte Felder auf einem annähernd gleichen Niveau zu betreiben. Interessant wird die Entwicklung in einigen Feldern, wie bspw. Bockstedt oder Düste sein, wo die Produktion zurück ging, aber auch weniger Bohrungen in Betrieb standen, sodass die Kapazität pro Bohrung im Vergleich stieg. Besonders im Feld Bockstedt findet gegenwärtig wieder eine Bohrkampagne und ein Enhanced Oil Recovery-Versuch statt.

Niedersachsen ist Erdgas-Land

Bohranlage in einer landwirtschaftlich geprägten Landschaft.

Weiterentwicklung des Erdgasfeldes Staffhorst-Nord/Päpsen. Foto: Markus Stahmann

Wie beim Erdöl ist ebenfalls die Erdgasproduktion in Deutschland zurückgegangen. Das liegt hauptsächlich im natürlichen Förderrückgang der Lagerstätten begründet. Allerdings fällt auf, dass es 2016 nur zwei neue Erdgasbohrungen gab. Hiervon war allerdings eine eine Ablenkung aus einer bestehenden Bohrung. Erfreulicherweise waren beide gasfündig. Bedingt durch die politische Situation rund um die Diskussion um Fracmaßnahmen gibt es hier keine wirklichen neuen Bohr- oder Ablenkungsprojekte, die den Förderabfall zumindest bremsen und eine längere Plateauphase zulassen.

Das meiste Erdgas wurde 2016 wieder im Feldkomplex Rotenburg/Taaken, Völkersen, sowie der Zechsteinlagerstätte Goldenstedt/Visbek produziert. Erstmalig ist nur noch der Feldkomplex Rotenburg/Taaken die einzige Lagerstätte, aus der über 1 Mrd. m3 Erdgas gewonnen werden konnte. Während zwischen Rotenburg/Taaken (gut 1 Mrd. m3(Vn)), Völkersen (975 Mio.  m3(Vn)) und Goldenstedt/Visbek (868 Mio. m3(Vn)) etwa 100 Mio. m3(Vn) Differenz in der Jahresproduktion liegen, produzieren die Lagerstätten von Platz vier bis neun im Top10-Ranking der förderstärksten Lagerstätten in einem Bereich zwischen knapp 500  Mio. m3(Vn) und 370 Mio. m3(Vn).

Bei den förderstärksten Gasfeldern fällt der Feldkomplex Salzwedel ins Auge: Die sachsen-anhaltinische Lagerstätte ist die einzige, die sich nicht in Niedersachsen befindet. Hier wurden allerdings 135 Bohrungen benötigt, um gut 420 Mio. m3(Vn) Erdgas zu produzieren. Das sind gut 30 weniger als im gesamten Gebiet Weser-Ems, wo 178 Sonden in 2016 4,6 Mrd. m3(Vn) Erdgas förderten. Durchschnittlich stehen zwischen 5 bis 15 Sonden in einem Feld in Produktion, wovon der Feldkomplex Rotenburg/Taaken mit 27 und Goldenstedt/Visbek mit 21 aktiven Sonden Ausreißer darstellen.

Insgesamt fällt der Förderabfall im Bereich Elbe-Weser mit Minus 10,2 Prozent deutlich größer aus, als im Bereich Weser-Ems (Minus 2,2 Prozent). Dies kann zum Einen in der natürlichen Art der Lagerstätte begründet sein, aber auch ein Hinweis auf die Länge des Produktionszeitraumes, da bei relativ „jungen“ Feldern, der die Fördermenge rapider sinkt, als bei älteren.

Weiterführende Literatur

Der ausführlichen Jahresbericht findet sich beim LBEG. Hier sind sämtliche Tabellen und Daten zu Bohraktivität, Geophysik, Konzessionswesen und der Erdöl- und Erdgasförderung, sowie zur Erdgasspeicherung zu finden. Wer sich für die Reservenberichte interessiert, wird ebenfalls beim LBEG fündig. Kompakter, etwas moderner und hübscher aufbereitet sind die Zahlen beim BVEG. Hier gibt es außerdem noch Angaben zur Mitarbeiterentwicklung und allgemein zur Industrie. Unsere Zusammenfassung zur Reservensituation gibt es im Beitrag Erdöl- und Erdgasreserven in Deutschland gehen weiter zurück zu lesen.