Energiewende : So will die OMV CO2 in der Nordsee versenken

Die heimische OMV, die im Vorjahr von sehr hohen Preisen für Öl und vor allem Gas profitiert hatte, konnte im ersten Quartal des laufenden Geschäftsjahres deutlich niedrigere Preise realisieren - der Konzernumsatz sank um 31 Prozent auf 10,9 Milliarden Euro. Dennoch sei es, so OMV-Chef Alfred Stern am Freitag im Gespräch mit der APA, das zweitstärkste erste Quartal der Unternehmensgeschichte gewesen. Der Nettogewinn sank von 855 auf 592 Millionen Euro.

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Das um Lagereffekte bereinigte operative Ergebnis vor Einmaleffekten sank um 542 Millionen auf knapp 2,1 Milliarden Euro. Das Ergebnis zeigt "die Stärke unseres integrierten Geschäftsmodells, dass wir solche Resultate auch in einem volatilen Umfeld liefern können", sagte Stern.

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Für das laufende Jahr rechnet die OMV mit einem durchschnittlichen Rohölpreis der Sorte Brent von mehr als 80 US-Dollar (72,45 Euro) pro Barrel (2022: 101 US-Dollar). Für 2023 wird eine OMV Raffinerie-Referenzmarge in Europa zwischen 10 und 15 Dollar pro Barrel erwartet (2022: 14,7 Dollar).

Für das laufende Jahr wird ein durchschnittlicher Brent-Rohölpreis von mehr als 80 US-Dollar (72,45 Euro) pro Barrel erwartet (2022: 101 US-Dollar). Für das Jahr 2023 wird für die OMV Raffinerien in Europa mit einer Referenzmarge zwischen 10 und 15 Dollar pro Barrel gerechnet (2022: 14,7 Dollar).

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Der durchschnittliche realisierte Gaspreis der OMV (2022: 54 Euro pro MWh) wird bei rund 35 Euro pro Megawattstunde erwartet. Die Preisprognose von THE (für den virtuellen Handelspunkt in Holland) liegt zwischen 60 und 70 Euro pro MWh. Allerdings lag der Preis im ersten Quartal dieses Jahres leicht darunter und auch aktuell ist der Preis niedriger: "es ist Druck auf diesen 60 bis 70 Euro", so Stern. Das OMV Gasgeschäft hänge nur zu rund 30 Prozent mit diesem europäischen Handelsplatz zusammen, "der Rest ist internationales Geschäft, sodass wir unsere realisierten Gaspreise mit 35 Euro pro Megawattstunde als Guidance für das Jahr 2023 aufrechterhalten", so der CEO.

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Zur Gaseinspeicherung für den Winter sagte der OMV-Chef: "Wir speichern mittlerweile wieder ein und wir sind in einer wesentlich besseren Lage als zur gleichen Zeit letztes Jahr."

Demnach sind die Speicher der OMV derzeit zu rund 70 Prozent gefüllt. Im Vorjahr lag dieser Wert zur gleichen Zeit bei 15 bis 20 Prozent. "Da sind wir also mehr als dreimal so hoch in dem Speicherstand, den wir heute haben", zeigte sich Stern auch für den kommenden Winter zuversichtlich.

Zusätzlich habe die OMV im vergangen Jahr enorme Fortschritte darin gemacht, sich nicht-russische Gasmengen zu besorgen. "Wir haben zurzeit wesentlich höhere nicht-russische Gasmengen zur Verfügung als wir Pipeline-Kapazität nach Österreich buchen konnten", so der OMV-Vorstandsvorsitzende. Damit sei die OMV in der Lage, ihre Kunden jederzeit zu beliefern, auch wenn die russischen Lieferungen ausfielen, sagte Schüssel.

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Derzeit erfülle Gazprom seine Lieferverträge nach Österreich zu 100 Prozent. "Die nehmen wir auch ab, weil wir meinen, dass das dazu beiträgt, dass die Gaspreise auf dem Niveau sind, wo sie heute sind", so Stern. Beliefert wird der Trading Hub in Baumgarten, in Deutschland wird die OMV nicht mehr von Gazprom beliefert. Wie hoch der russische Anteil am Gasbezug der OMV für Österreich derzeit ist, konnte Stern nicht beantworten, international sei man aber viel breiter aufgestellt, so dass russisches Gas nur einen sehr geringen Anteil am Gesamtgeschäft ausmache.

Die OMV plant heuer organische Investitionen von rund 3,8 Milliarden Euro. Im Vorjahr waren es 3,7 Milliarden Euro. Die Gesamtproduktion der OMV wird in diesem Jahr vor allem durch den Wegfall der russischen Förderung als Eigenproduktion voraussichtlich auf rund 360.000 Barrel pro Tag zurückgehen. Hinzu kommen natürliche Produktionsrückgänge in Norwegen und Rumänien.

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Für das Gasfeld "Neptun" im Schwarzen Meer soll bis Mitte 2023 eine Investitionsentscheidung fallen. Der Aufbau der kommerziellen Produktion würde dann weitere vier Jahre dauern, die Produktion könnte Anfang 2027 beginnen. Das Gasfeld hat ein Volumen von rund 50 Milliarden Kubikmetern und ist damit das größte Gasfeld Europas. Der OMV-Chef rechnet damit, dass das Gasfeld in 15 Jahren ausgebeutet sein wird. Die OMV Petrom ist zu 50 Prozent am Gasfeld Neptun beteiligt, die rumänische Gasgesellschaft Romgaz zu 50 Prozent.

Darüber hinaus hat die OMV eine Lizenz zur CO2-Speicherung (Carbon Capture and Storage, CCS) in Norwegen gemeinsam mit dem norwegischen Öl- und Gaskonzern Aker BP erhalten. Unter dem Namen Poseidon sollen dort jährlich 5 Millionen Tonnen CO2 gespeichert werden. Die Investitionsentscheidung fällt 2025. "Wenn man klare regulatorische Rahmenbedingungen vorfindet, wie wir es in Norwegen haben, kann man auch gut solche Projekte vorantreiben", sagte Stern.

Das sei nicht überall in der EU der Fall, in Österreich etwa sei die CO2-Speicherung verboten. "Ich denke, dass wir jede Technologie nutzen müssen, um auch in einer Übergangsphase CO2 aus der Atmosphäre fernzuhalten", so der OMV-Chef.

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Aker BP hält 60 Prozent an der vom zuständigen norwegischen Ministerium vergebenen Lizenz und ist auch für die Betriebsführung verantwortlich, die norwegische OMV-Tochter OMV Norge AS 40 Prozent. Bestandteil der Lizenz ist ein mehrstufiges Arbeitsprogramm, das in einem ersten Schritt eine 3D-Seismik und eine Entscheidung über Bohrung oder Abbruch bis zum Jahr 2025 vorsieht. Dabei soll unter anderem untersucht werden, ob und in welchem Umfang das gespeicherte CO2 wieder entweichen könnte. Die endgültige Investitionsentscheidung soll laut Arbeitsprogramm bis 2028 fallen.

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Das CO2, das in Poseidon" gespeichert werden soll, stammt von industriellen Emittenten in Nordwesteuropa. Dazu gehören auch mehrere Standorte von Borealis. Die norwegische Reedereigruppe Höegh LNG ist für die Bereitstellung der maritimen Infrastruktur für die Sammlung, die Bündelung und den Transport des CO2 von den Emittenten zum Speicherort in der Nordsee verantwortlich.

Bei der CO2-Abtrennung und -Lagerung wird CO2 in geologische Lagerstätten, beispielsweise ehemalige Erdgas- oder Erdöllagerstätten, gepresst. Die Technologie ist umstritten, weil zum Beispiel noch nicht klar ist, ob das CO2 langfristig eingeschlossen bleiben kann. Für Norwegen ist die kommerzielle CO2-Speicherung ein wichtiger Schritt, um die Klimaziele von Paris zu erreichen.