Bildrechte: LBEGJahresbericht "Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland"
Zusammenfassung
Der vorliegende Bericht gibt einen Überblick über die Ergebnisse der Exploration und Produktion von Erdöl und Erdgas sowie der Untertage-Erdgasspeicherung in Deutschland im Jahre 2024. Grundlage sind Daten der Erdöl- und Erdgasgesellschaften und der Bergbehörden der Länder, die vom LBEG regelmäßig erhoben werden.
Die Gesamtfläche der Erlaubnisfelder zur Aufsuchung von Kohlenwasserstoffen hat sich gegenüber 2023 um weitere etwa 1.500 km² auf 16.400 km² verkleinert. Erloschen sind sechs Erlaubnisfelder, und zwar in Bayern, Brandenburg, Niedersachsen und Schleswig-Holstein. Vier Erlaubnisse wurden neu erteilt, zwei in Baden-Württemberg und je eine in Bayern und Brandenburg.
Nachdem im Vorjahr keine oberflächengeophysikalischen Messungen zur Erkundung des Untergrundes nach Erdöl und Erdgas stattfanden, wurden in 2024 wieder seismische Messungen durchgeführt und zwar ein kleinerer 3D-seismischer Survey in Niedersachsen.
Die inländische Bohraktivität hat sich in 2024 gegenüber dem Vorjahr nur leicht verändert. Es wurde zwar eine Bohrung mehr gebohrt, aber die Bohrmeterleistung ging um etwa 5 % zurück und betrug 27.917 m.
Im Jahr 2024 wurden zwei Explorationsbohrungen abgeteuft; eine davon bohrte am Ende des Jahres noch. In der Statistik für 2024 werden noch zwei weitere Explorationsbohrungen geführt, die in den Vorjahren niedergebracht worden waren, aber noch kein Ergebnis erhalten hatten. Eine dieser Bohrungen wurde nun für nicht fündig erklärt.
Die Anzahl der Feldesentwicklungsbohrungen hat sich gegenüber 2023 nicht verändert. Es wurden 15 Bohrungen abgeteuft. In der Statistik kommen noch vier weitere Bohrungen dazu, die in den Vorjahren gebohrt worden waren, aber noch kein Ergebnis erhalten hatten. 2024 wurden neun Bohrungen fündig, davon sieben Bohrungen ölfündig und zwei Bohrungen gasfündig.
Die Erdgasförderung ist weiterhin rückläufig. Die Jahresfördermenge Rohgas ist gegenüber dem Vorjahr um 3,7 % zurückgegangen und betrug zuletzt 4,4 Mrd. m³ in Feldesqualität.
Auch die Erdölförderung war leicht rückläufig. Im Vergleich zum Vorjahr war die Fördermenge um 0,7 % geringer und betrug im Berichtsjahr 1,6 Mio. t (einschließlich Kondensat).
Die Summe der sicheren und wahrscheinlichen Erdgasreserven hat weiter etwas abgenommen. Gegenüber dem Vorjahr sind die Rohgasreserven um 0,9 Mrd. m³ (2,5 %) zurückgegangen und beliefen sich auf 34,7 Mrd. m³ in Feldesqualität. Die 2024 entnommene Fördermenge konnte damit nahezu durch neu ausgewiesene Reserven ausgeglichen werden.
Die Summe der sicheren und wahrscheinlichen Erdölreserven hat gegenüber dem Vorjahr um 1,6 Mio. t (7,1 %) abgenommen und betrug zum Stichtag 21,2 Mio. t. Die 2024 entnommene Fördermenge ist also nicht durch neue Reserven ausgeglichen worden.
Das technisch nutzbare Arbeitsgasvolumen der Untertage-Erdgasspeicher hat sich gegenüber dem Vorjahr um 0,1 Mrd. m³ auf 22,6 Mrd. m³ verringert. Nach gegenwärtigen Planungen soll das Arbeitsgasvolumen jedoch langfristig bis auf rund 26,6 Mrd. m³ ausgebaut werden.Summary (report 'Crude Oil and Natural Gas in Germany')
This report summarizes the results of oil and gas exploration and production, as well as underground natural gas storage activity in Germany for 2024. The report is based on data provided by oil and gas companies, as well as state mining authorities on regular request by the LBEG.
Compared to 2023, the total area of exploration licenses has decreased by a further 1,500 km² to 16,400 km². A total of six exploration licenses have expired in Bavaria, Brandenburg, Lower Saxony, and Schleswig-Holstein. Only four new exploration licenses were granted, two in Baden-Württemberg and one in each of Bavaria and Brandenburg.
In contrast to the previous year, where no geophysical measurements have taken place to explore the subsurface for oil and gas, in 2024 a small 3D seismic survey was carried out in Lower Saxony.
Drilling activity in Germany has only changed slightly. Although there was one more well drilled in 2024, the drilling meterage decreased by 5 percent to 27,917 m.
Two new exploration wells were drilled in 2024, of which one was still drilling at the end of the year. There were another two exploration drilling projects from previous years that had not yet received a result. In 2024 one of them was declared unsuccessful.
The number of active development wells did not change. 15 new wells were drilled and a further four wells from previous years were still waiting for a result. In 2024, nine wells were completed with successful results, of which seven wells found oil and two found gas.
Natural gas production is still declining. Compared to the previous year, the annual production decreased by 3.7 percent and amounted to 4.4 billion m³ in field quality.
Oil production also declined slightly. Compared to the previous year, the output decreased by 0.7 percent and amounted to 1.6 million t (including condensate).
Combined proven and probable natural gas reserves continued to decline moderately. Compared to the previous year, the reserves decreased by 0.9 billion m³ (2.5 percent) and amounted to 34.7 billion m³ in field quality. The gas production withdrawn in 2024 was partly compensated by new reserves.
Combined proven and probable oil reserves decreased by 1.6 million t (7.1 percent) compared to the previous year and amounted to 21.2 million t. The production volume withdrawn in 2024 could not be offset by additional reserves.
The available working gas volume of underground natural gas storage reservoirs decreased by 0.1 billion m³ to 22.6 billion m³. According to current plans the working gas volume is to be expanded roughly to 26.6 billion m³ in the future.
Bildrechte: LBEGErdöl-Erdgas-Jahresbericht 2024 (GeoBerichte 49)
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