Reduktion der THG-Emissionen unserer Geschäftstätigkeit

Scope-1-Emissionen

In Mio t CO2-Äquivalent

Die direkt unseren Aktivitäten zurechenbaren Emissionen (Scope 1) von Kohlendioxid (CO2), Methan (CH4) und Distickstoffmonoxid (N2O) beliefen sich 2019 auf 10,6 Mio t CO2-Äquivalent (2018: 11,1 Mio t CO2-Äquivalent). Sonstige Treibhausgase sind von geringerer Bedeutung für unsere Tätigkeit und werden daher in der Bilanzierung nicht berücksichtigt.

Im Jahr 2019 setzten wir die Umsetzung von THG-Reduktionsprojekten mit einer jährlichen Reduktion von rund 154,5 kt CO2-Äquivalent fort. Insgesamt lieferten die THG-Reduktionsprojekte, die zwischen 2009 und 2019 in jenen Ländern umgesetzt wurden, in denen wir tätig sind, eine Reduktion von 1,8 Mio t CO2-Äquivalent. Eine Senkung der CO2-Intensität unserer Geschäftstätigkeit ist in erster Linie mit Projekten zur Reduktion des Abfackelns und Ablassens von Erdölbegleitgas erzielbar.

Maßnahmen zur Reduktion des routinemäßigen Abfackelns von Erdölbegleitgas

Die schrittweise Abschaffung des routinemäßigen Abfackelns von Erdölbegleitgas ist wichtig, wenn es darum geht, Ressourceneffizienz mit langfristigem wirtschaftlichem Erfolg in Einklang zu bringen. Darüber hinaus liegt darin eine Möglichkeit, die CO2-Bilanz unserer Geschäftstätigkeit signifikant zu verbessern. Im Jahr 2019 belief sich das routinemäßige Abfackeln von Erdölbegleitgas der OMV auf 501,4 Mio m3. Um unsere klare Verpflichtung zu einem verantwortungsvollen Umgang mit Ressourcen und nachhaltigen Geschäftspraktiken zu unterstreichen, traten wir 2017 der „Zero Routine Flaring by 2030“-Initiative der Weltbank zur Beendigung des routinemäßigen Abfackelns von Erdölbegleitgas bis 2030 bei. Im Rahmen dieser Initiative berichten wir jährlich an die Weltbank über unsere Fortschritte.

Die Entwicklung und der Betrieb neuer Öl- und Gasfelder der OMV erfolgen gemäß Plänen, die anstelle des routinemäßigen Abfackelns eine nachhaltige Nutzung oder Aufbereitung von Erdölbegleitgas vorsehen. Bestehende Standorte, an denen assoziiertes und freies Gas nach wie vor routinemäßig abgefackelt wird, müssen so bald wie möglich einen Plan erstellen, aus dem hervorgeht, wie das routinemäßige Abfackeln bis spätestens 2030 schrittweise eingestellt wird.

Viele Maßnahmen und Projekte zur Einstellung oder Reduktion des routinemäßigen Abfackelns wurden bereits umgesetzt bzw. sind im Laufen, wie etwa das Energieeffizienzprogramm von OMV Petrom Upstream. Alle Betriebe der OMV müssen Methanemissionen – sowohl aus Punktquellen als auch aus diffusen Quellen – sowie technisch unvermeidbare Emissionen, wie etwa bei Sondentests oder Workovers, auf ein Mindestmaß reduzieren. Die Hauptquellen von Methanemissionen sind das routinemäßige und nicht routinemäßige Ablassen von Begleitgas bei der Produktion und Verarbeitung von Erdöl und Erdgas sowie Gaslecks.

Ziel der Nachhaltigkeitsstrategie 2025

Abschaffung des routinemäßigen Abfackelns oder Ablassens von Erdölbegleitgas bis 2030

Stand 2019

  • Die Menge an abgefackelten oder abgelassenen Kohlenwasserstoffen in Upstream wurde gegenüber 2010 bereits um 37% reduziert.

Aktionsplan zur Zielerreichung

  • Ausarbeitung und Genehmigung der Pläne für die schrittweise Abschaffung des routinemäßigen Abfackelns
  • Fortsetzung der Projekte zur Reduzierung des Abfackelns und Ablassens von Erdölbegleitgas
  • Systematische Überwachung der THG-Leistung und diesbezügliche Berichterstattung
  • Berichterstattung über unsere Fortschritte bei der schrittweisen Abschaffung des routinemäßigen Abfackelns im Zusammenhang mit der Verpflichtung der OMV gegenüber der Weltbank
  • Die wichtigsten Projekte zur Erreichung dieses Ziels werden ab 2020 Wirkung zeigen.

Methanemissionen werden laufend überwacht und geschätzt und mithilfe von Programmen zur Leckerkennung und -reparatur systematisch kontrolliert. Die Identifizierung von Methanemissionsquellen dient als Grundlage für die Entwicklung von Methanreduktionsprojekten gemäß den Best Practices der Branche und den besten verfügbaren Technologien. Nur wenn wir die wichtigsten potenziellen Quellen von Methanemissionen kennen, können wir auch präventive Maßnahmen zur Verhinderung derartiger Emissionen in neuen Produktionsanlagen ergreifen.

Methanemissionen

In kt

Methanemissionen (bar chart)

Zur Identifizierung von Leckagen müssen im Rahmen von täglichen Kontrollrundgängen in allen relevanten Betriebseinrichtungen der OMV zumindest akustische und visuelle Inspektionen sowie Geruchsprüfungen durchgeführt werden. Darüber hinaus wird in festgelegten Intervallen (je nach Risikobewertung jährlich oder häufiger) mittels Seifenblasentests oder optischer Gasdetektion nach aufgetretenen Lecks gesucht. In einigen Einrichtungen werden auch Infrarotkameras zur Leckerkennung eingesetzt.

Reduktion der THG-Emissionen im Upstream-Bereich und in Raffinerien

Wir setzten in unseren Geschäftsbereichen Upstream und Downstream diverse Maßnahmen zur Reduktion der THG-Emissionen um. So zum Beispiel erzielte OMV Petrom Upstream eine signifikante Reduktion des Ablassens von Begleitgas und der diffusen Emissionen von Methan dank der Modernisierung der Transportinfrastruktur sowie des Ersatzes und der Optimierung von Anlagen. Dies führte zu einer signifikanten Reduktion des Ablassens von Gas bei Betriebsstörungen sowie einer Senkung des Gasverbrauchs (z.B. Verdichterstationen in Merişani und Vâlcele im Asset Muntenia Vest; Gasnetzüberwachung im Asset Moesia; neue Produktionsanlagen in Mădulari im Asset Oltenia; verbesserte Gaspipelineinfrastruktur im Asset Crișana Banat und im Asset Muntenia Vest).

In den Raffinerien reduzieren wir das Abfackeln von Begleitgasen durch eine optimale Auslegung der Anlagen und mithilfe eines ausgewogenen Brenngassystems. Eine derart moderne Prozesssteuerung umfasst eine ausreichende Kapazität der Fackelgas-Rückgewinnungsanlage, die Verwendung von Überdruckventilen und andere wirtschaftlich tragfähige organisatorische und Steuerungsmaßnahmen. All diese Maßnahmen sollen das Abfackeln als Sicherheitssystem außerhalb des Normalbetriebs verwenden, wie etwa bei der In- bzw. Außerbetriebnahme, im Notbetrieb, bei Prozessstörungen usw.

Upstream – Gasaufbereitungsanlage in Hurezani

Gasaufbereitungsanlage in Hurezani (photo)

Zwischen 2010 und 2019 entwickelte der Upstream-Bereich einen zentralen Hub zur Gasaufbereitung im Oltenia-Asset, um die heimische Gasproduktion im Südosten Rumäniens zu bedienen. Die jüngste Projektphase startete 2017, belief sich auf EUR 50 Mio, konzentrierte sich auf die Entwicklung eines neuen effizienten Gasaufbereitungsverfahrens – des Centralized Hydrocarbon Dewpoint (CHD) Hurezani – und nahm auch die Modernisierung der Verdichterstation Hurezani Area 2 in Angriff. Das Projekt umfasst die Installation von Gasaufbereitungsanlagen und der erforderlichen Pipelineinfrastruktur und schließt damit die gesamte Gaskompressions- und -aufbereitungskette ab. Die im Jahr 2019 modernisierten Einrichtungen steigern die Energieeffizienz und reduzieren die THG-Emissionen um rund 9.230 t CO2-Äquivalent pro Jahr.