HANNOVER / LONDON (IT BOLTWISE) – Die Erdgasförderung in Deutschland verzeichnet erstmals seit über 20 Jahren wieder ein leichtes Plus. Laut LBEG stiegen die Fördermengen im vergangenen Jahr auf insgesamt 4,5 Milliarden Kubikmeter Rohgas. Treiber ist vor allem ein neues Nordsee-Gasfeld nahe Borkum, das künftig deutlich mehr liefern soll. Gleichzeitig geht die Erdölförderung weiter zurück – ein Signal dafür, wie stark der heimische Energiemix vom Ausbau einzelner Lagerstätten abhängt.
In Deutschland dreht sich die Entwicklung bei der heimischen Gasversorgung nach Jahren der Talfahrt wieder um. Das niedersächsische Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG) berichtet für 2025 von 4,5 Milliarden Kubikmetern gefördertem Rohgas – rund zwei Prozent mehr als im Jahr zuvor. Besonders auffällig: Damit endet laut Behörde ein Rückgang, der seit 2003 über mehr als zwei Jahrzehnte nahezu kontinuierlich wirkte. Der Effekt bleibt zwar regional begrenzt, dennoch ist er strategisch relevant, weil er zeigt, wie stark einzelne Offshore-Quellen den nationalen Trend prägen können.
Technisch betrachtet ist der Anstieg eng mit der Erfassung und Einordnung neuer bzw. neu in die Statistik aufgenommener Förderung verknüpft. Rund 98 Prozent der deutschen Gasförderung entfallen demnach auf Niedersachsen; der Rest stammt überwiegend aus dem benachbarten Sachsen-Anhalt. Der zentrale Hebel ist ein Gasfeld in der Nordsee vor Borkum, das 2025 erstmals in der Statistik auftaucht. Der Beitrag liegt bei etwa vier Prozent der heimischen Förderung aus dieser einen Quelle. Ohne diese zusätzliche Förderquelle wäre die Menge dem LBEG zufolge weiter gesunken – ein klassisches Beispiel dafür, wie sich Förderkurven durch einzelne Lagerstätten verschieben.
Die geplante Ausweitung macht die Dimension noch deutlicher: Der Betreiber One-Dyas will die Förderung nahe der Insel Borkum bis Ende 2026 deutlich hochfahren. Geplant ist der Regelbetrieb an einer Plattform rund 20 Kilometer vor der Insel, bei dem etwa zwei Milliarden Kubikmeter Erdgas pro Jahr produziert werden sollen. Als grober Zeitrahmen nennt der Bericht das vierte Quartal 2026, „noch vor Beginn des Winters“. Mengenmäßig entspräche das etwa sieben Prozent des niederländischen und 2,5 Prozent des deutschen Gasbedarfs. Für die Versorgungssicherheit ist das eine spürbare Stellschraube – allerdings mit Offshore-typischen Zeit- und Infrastrukturabhängigkeiten.
Im Marktvergleich zeigt sich, warum solche Schwankungen relevant sind: Deutschlands Gasversorgung beruht weiterhin zu großen Teilen auf Importen und LNG-Flows, weshalb sich das heimische Plus zwar verbessert, aber den internationalen Liefermix nicht ersetzt. Gleichzeitig steht die Branche unter Druck, wenn es um erneute Investitionsentscheidungen geht: Einerseits sind Reserven und Förderung durch die Produktivität einzelner Felder begrenzt. Andererseits verschiebt sich der Wettbewerb über Versorgungspfade, Preise und CO2-Kennzahlen. In der Praxis bedeutet das, dass Betreiber und Versorger auf kurzfristige Stabilität aus bestehenden Quellen setzen, während parallel neue Modelle wie Gas-Backbone, Wasserstoff-Vorbereitungsinfrastruktur und perspektivische Dekarbonisierung diskutiert werden.
Regulatorisch und sicherheitstechnisch ist das Umfeld dabei nicht trivial. Fördermengen sind in Europa zunehmend eingebettet in ökologische Anforderungen, raumordnerische Vorgaben und Verfahren zur Umweltverträglichkeit – besonders bei Offshore-Vorhaben in Meeresgebieten. Dazu kommen Anforderungen an Transparenz, Datenqualität und Reservenbewertung. Das LBEG ordnet die Lage auch über Reserven ein: Die sicheren und wahrscheinlichen Erdgasreserven seien um 4,1 Prozent auf 33,3 Milliarden Kubikmeter gesunken. Beim Erdöl schrumpfen die sicheren und wahrscheinlichen Reserven sogar um gut 2,4 Prozent auf 20,7 Millionen Tonnen. Solche Zahlen sind für Risikomodelle von Unternehmen und Netzbetreiber wichtig, weil sie Investitionshorizonte direkt beeinflussen.
Historisch erklärt sich der Trendwechsel vor allem aus dem bekannten Muster fallender Förderkurven: Seit 2003 sei es laut LBEG zu einem stetigen Rückgang gekommen. Dass nun ein Anstieg möglich ist, liegt damit weniger an einem grundlegenden Richtungswechsel in der gesamten Geologie als vielmehr an der Aktivierung bzw. dem „statistischen Sichtbarwerden“ neuer Einträge im Portfolio. Das ist auch für die Planung von Netzkapazitäten entscheidend. Wenn in einzelnen Jahren eine Quelle hinzukommt, kann das lokal die Bilanz verbessern und die Einspeisung koordinieren helfen. Gleichzeitig bleibt der Effekt ohne weitere Neufunde oder Ausweitungen begrenzt, wie die fortgesetzte Entwicklung bei der Erdölförderung zeigt.
Der Blick auf Erdöl unterstreicht die Asymmetrie im heimischen Ressourcenmix. Während Erdgas wieder leicht zulegt, sinkt die Erdölförderung weiter: Die Menge habe um 4,2 Prozent auf 1,6 Millionen Tonnen abgenommen. Zusammen decken Gas und Öl aus heimischen Quellen laut LBEG rund fünf Prozent des deutschen Bedarfs ab. Für Unternehmen ist das relevant, weil der heimische Beitrag stärker als zuvor an einzelne Projekte gekoppelt ist. Positiv ist, dass die entnommenen Fördermengen bei beiden Rohstoffen zu rund zwei Dritteln durch neu ausgewiesene Reserven ausgeglichen werden konnten. Das reduziert kurzfristig den Druck auf die Gesamtbilanz, löst aber nicht das mittelfristige Reservenproblem vollständig.
Ausblickend dürfte der weitere Jahresverlauf zwei Fragen prägen: Erstens, ob die geplante Ausweitung bei der Borkum-Plattform die Erwartungen erfüllt und tatsächlich in vollem Umfang in die Förderstatistik eingeht. Zweitens, wie sich die Reservenentwicklung danach fortsetzt, denn die Behörde meldet bereits einen Rückgang der sicher und wahrscheinlich kategorisierten Gasreserven. Für die Energieplanung bedeutet das: Versorger und Netzbetreiber sollten kurzfristige Stabilität aus heimischer Förderung nutzen, aber keine langfristige Baseline daraus ableiten. Wer in der Infrastrukturentwicklung arbeitet, kann die nächsten Monate als Testlauf für Integrations- und Bilanzierungsprozesse sehen – besonders dort, wo Gasversorgung mit Dekarbonisierungsoptionen wie Umstellung der Nutzung oder CO2-Management verknüpft wird.
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