Abfackeln und Ablassen von Erdölbegleitgas und diffuse Methanemissionen

Bei der Ölproduktion fällt neben dem Öl auch Erdölbegleitgas an. Ein Großteil dieses Gases wird zwar genutzt, aber ein Teil davon wird aus technischen oder wirtschaftlichen Gründen routinemäßig abgefackelt, was zur Freisetzung von Treibhausgasen wie CO₂ und Methan führt. 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. Die schrittweise Abschaffung des routinemäßigen Abfackelns von Begleitgas ist eine wesentliche Maßnahme, um Ressourceneffizienz mit langfristigem wirtschaftlichem Erfolg zu verbinden und die Dekarbonisierung unserer Geschäftstätigkeit zu unterstützen. Wir sehen finanzielle Chancen in der Monetarisierung von Kohlen­wasser­stoff­ressourcen, zum Beispiel indem das bisher abgefackelte Gas genutzt und/oder verkauft wird. Die schrittweise Einstellung des routinemäßigen Abfackelns verbessert die Umwelt- und Sicherheitsbedingungen in unseren jeweiligen Assets, wodurch wir nicht nur unsere gesellschaftliche Akzeptanz aufrechterhalten, sondern auch Geldstrafen vermeiden können.

Die Reduzierung von Methanemissionen aus dem routinemäßigen und nicht routinemäßigen Ablassen von Begleitgas während der Produktion und Verarbeitung von Erdöl und Erdgas sowie aus Gaslecks trägt zudem zur Verlangsamung des Klimawandels bei und bietet uns eine wertvolle Mitigationsoption für das Klimarisikomanagement. Methan ist ein starkes Treibhausgas. Es ist nach CO₂ das häufigste anthropogene THG und liegt, was seinen Gesamtbeitrag zum Klimawandel angeht, an zweiter Stelle. Der durch Methan hervorgerufene Treibhauseffekt fällt kurzfristig wesentlich stärker aus als bei CO₂, das Gas ist also diesbezüglich potenter. Unsere Klimastrategie enthält deshalb erstmals auch ein Ziel für die Reduzierung der Methanemissionen.

Management- und Due-Diligence-Prozesse

Schrittweise Einstellung des routinemäßigen Abfackelns und Ablassens von Erdölbegleitgas

Etwa 1% der gesamten direkten THG-Emissionen der OMV und etwa 5% der direkten THG-Emissionen des Geschäftsbereichs Energy der OMV resultierten aus dem routinemäßigen Abfackeln von Begleitgas. In Erwartung strengerer Richtlinien, die die völlige Abschaffung des routinemäßigen Abfackelns oder Ablassens von Erdölbegleitgas vorschreiben, hat die OMV erste Schritte unternommen und ist freiwillig der „Zero Routine Flaring by 2030“-Initiative der Weltbank beigetreten. Im Rahmen dieser Initiative berichten wir jährlich an die Weltbank über unsere Fortschritte. Alle Betriebe der OMV müssen Methanemissionen – sowohl aus Punktquellen als auch aus diffusen Quellen – sowie technisch vermeidbare Emissionen, wie etwa bei Sondentests oder Workovers, auf ein Mindestmaß reduzieren. Neue Produktionsstätten werden mit geeigneten Lösungen für die Verwendung des Begleitgases entwickelt. Ein routinemäßiges Abfackeln findet an diesen Standorten dann nicht mehr statt. Bestehende Standorte, an denen Begleitgas und freies Gas nach wie vor routinemäßig abgefackelt werden, müssen einen Ausstiegsplan erstellen, um das routinemäßige Abfackeln so bald wie möglich, jedoch bis spätestens 2030 einzustellen.

In unseren Raffinerien vermeiden wir das routinemäßige Abfackeln durch modernstes Anlagendesign, wie etwa mittels Fackelgas-Rückgewinnung und eines ausgewogenen Brenngassystems. Diese Art von moderner Prozesssteuerung umfasst eine ausreichende Kapazität für die Fackelgas-Rückgewinnungsanlage, die Verwendung von Überdruckventilen und andere wirtschaftlich tragfähige organisatorische und Steuerungsmaßnahmen. Alle Raffinerien arbeiten mit einer Fackelgas-Rückgewinnungsanlage, um überschüssiges Gas aufzufangen. Anschließend wird es je nach Bedarf entschwefelt, verdichtet und dem Brenngassystem der Raffinerie als Brennstoff für die Prozessöfen zugeführt. Als Folge dieser Maßnahmen planen wir, das Abfackeln als Sicherheitssystem bei außerplanmäßigen Tätigkeiten zu verwenden, wie etwa bei der In- bzw. Außerbetriebnahme, im Notbetrieb, bei Prozessstörungen usw. Insbesondere in der Raffinerie Petrobrazi wurde die Kapazität für die Rückgewinnung von Fackelgas in den letzten Jahren erhöht. Emissionen flüchtiger organischer Verbindungen (Volatile Organic Compounds; VOCs) werden minimiert, indem in Bereichen wie der Speicherung von Kohlenwasserstoff sowie bei Tankdichtungen in Einklang mit den Implementierungsplänen die besten verfügbaren Techniken (BVTs) eingesetzt werden.

Überwachung von diffusen Emissionen, Lecksuche und -reparatur

Diffuse Methanemissionen und Emissionen flüchtiger Verbindungen ohne Methan (Non-Methane Volatile Organic Compounds; NMVOCs) werden laufend überwacht oder geschätzt und mithilfe von Programmen zur Leckerkennung und -reparatur (Leak Detection and Repair; LDAR) systematisch kontrolliert. Wenn wir die Hauptquellen von Methanemissionen kennen, können wir in neuen Produktionsanlagen entsprechende Vorkehrungen treffen, um solche Emissionen zu verhindern. 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 Lecks gesucht. In einigen Einrichtungen werden zur Leckerkennung auch Infrarotkameras eingesetzt. Wir arbeiten auch mit Dritten zusammen, um die Methanüberwachung mit modernsten Technologien wie Drohnen, Satellitendaten und akustischer Leck-Bildgebung weiter zu verbessern.

Lecks werden entweder sofort oder innerhalb eines festgelegten Zeitrahmens je nach Priorität gemäß den Instandhaltungsverfahren des Standorts repariert. Diese Verfahren basieren auf den Ergebnissen der Risikobewertung und anderen Faktoren, wie zum Beispiel der Durchführbarkeit von Reparaturen im laufenden Betrieb. Um diffuse Emissionen zu vermeiden bzw. zu mindern, haben wir wichtige Schritte unternommen, darunter die Einführung eines Pipeline-Integritätsprogramms und die Modernisierung von Anlagen wie Verdichterstationen.

Maßnahmen im Jahr 2023

Dekarbonisierungsinitiativen

• Die OMV Petrom hat mehrere Initiativen zur Reduzierung der Methanemissionen und des routinemäßigen Ablassens und Abfackelns von Erdölbegleitgas gestartet. Diese umfassen verschiedene Modernisierungs- und Nachrüstprojekte für die Produktion und Verarbeitung von Erdöl und Erdgas sowie die Transportinfrastruktur. Im Jahr 2023 installierten wir im Produktionssystem Padina in unserem Asset Moldova eine Kraft-Wärme-Kopplungsanlage (KWK). In der Anlage wird Gas zurückgewonnen, das andernfalls abgelassen oder abgefackelt würde. Dies wird zu einer Reduzierung der Emissionen um etwa 18.000 t CO₂e im ersten vollen Jahr nach der Implementierung führen. 
• Im August 2023 wurde ein erfolgreicher Leistungstest der Verdichterstation Bărbuncești im Asset Moldova durchgeführt, bevor diese in Betrieb genommen wurde. Dieses Projekt ist zum Teil eine Fortführung des 2014 begonnenen Projekts – mit dem Ziel, die Leistung des Verdichtersystems zu verbessern. Als fester Bestandteil dieses Projekts wurden die Verdichterstationen Merișani-Vâlcele und Brăgăreasa-Colelia fertiggestellt. Die Verdichterstation Brădești befindet sich derzeit im Bau. Die neue Systemarchitektur wird die Betriebskosten erheblich senken, ein flexibles und sicheres Sammeln und Verdichten von Erdgas gewährleisten und die Sicherheit verbessern, indem neue Ausrüstung eingeführt und alte Ausrüstung verschrottet wird, die einige Integritätsmängel sowie erhebliche Betriebsrisiken bergen. Das neue System erfüllt die Anforderungen von Transgaz zur Erhöhung des Systemdrucks auf bis zu 40 barg. Wir erwarten geringere THG-Emissionen durch die Minimierung möglicher Lecks und einen effizienteren Energieverbrauch.
• 2023 war für die OMV Neuseeland ein sehr wichtiges Jahr, da Dekarbonisierungsprojekte abgeschlossen werden konnten. Im Produktionssystem Raroa im Asset Maari wurden zwei Projekte implementiert. Im ersten Projekt wurde eine Umkehrosmoseanlage installiert, um den Wassermacher auf Dampfbasis zu ersetzen. Die Verringerung des Dampfbedarfs führte zu einem geringeren Heizölverbrauch und damit zu einer Reduzierung der Emissionen um etwa 6.000 t CO₂e. Im zweiten Projekt wurde im Spülverfahren Brenngas durch Stickstoff ersetzt. Da sich bereits ein Stickstoffgenerator vor Ort befand, konnten die Investitionskosten für das Projekt minimiert werden. Wir gehen davon aus, dass mit diesem Projekt Emissionen im Ausmaß von ungefähr 3.000 t CO₂e eingespart werden können. Weitere Projekte mit Dekarbonisierungseffekt, die in Neuseeland erprobt oder umgesetzt wurden, umfassen Änderungen des Betriebskonzepts der Turbine, die Druckoptimierung am Produktionsabscheider, die Verbesserung des Druckstoßreglers des Verdichters und die Installation von Solarpaneelen auf dem Dach des Lagers. Wir gehen davon aus, dass mit diesen Projekten Emissionen im Ausmaß von ungefähr 4.200 t CO₂e eingespart werden können.
• Da die OMV und Borealis gemeinsame Anlagen in Schwechat und Burghausen betreiben, wollen wir Synergien an beiden Standorten identifizieren und steigern. So reduzierten wir beispielsweise in der Raffinerie Burghausen ab Mitte 2023 die abgefackelten Mengen, da die bei der OMV diskontinuierlich anfallenden stickstoffreichen Gase in der regenerativen thermischen Oxidationsanlage (RTO) von Borealis verbrannt wurden, anstatt sie in die Hochfackel zu leiten.
• Borealis schloss die Modernisierung der Cracker-Öfen mit dem letzten Ofen 2023 in Stenungsund, Schweden, ab. Dadurch werden sich die jährlichen Gesamtemissionen um bis zu 24.000 t CO₂e reduzieren.
• Auch im finnischen Porvoo konnten wir das Abfackeln reduzieren und somit 500 t CO₂e jährlich einsparen.

Lecksuche und -reparatur

Die OMV setzt auch weiterhin Programme zur Lecksuche und -reparatur (Leak Detection And Repair; LDAR) ein, um unsere diffusen Emissionen zu reduzieren. Um diffuse Emissionen zu vermeiden bzw. zu mindern, haben wir wichtige Schritte unternommen, wie beispielsweise das Programm für das Pipeline-Integritätsmanagement im Geschäftsbereich Energy der OMV und das LDAR-Programm in den Geschäftsbereichen Energy und Fuels & Feedstock (F&F). Ein LDAR-Programm umfasst zwei grundlegende Schritte: erstens die Identifizierung der undichten Komponenten und zweitens die Reparatur dieser Lecks, um Verluste zu minimieren. Das Programm dient als Grundlage für die Entwicklung von Reduktionsprojekten gemäß den Best Practices der Branche und den besten verfügbaren Techniken. Die LDAR-Programme werden routinemäßig sowohl im Upstream- (OMV Energy) als auch im Downstream-Bereich (OMV F&F) durchgeführt, um diffuse Emissionen zu erkennen, zu verhindern und zu eliminieren. Im Geschäftsbereich Energy der OMV wurden gemäß den Richtlinien des THG-Management-Frameworks Methanemissionsprogramme in Übereinstimmung mit dem Oil & Gas Methane Partnership 2.0 (OGMP 2.0) Framework erstellt, das LDAR als die wirksamste Methode zur Erkennung von diffusen Methanemissionen aus dem Betrieb und deren Minderung anerkennt. Bei der OMV Österreich wurde ein internes LDAR-Team ins Leben gerufen. Dieses Team soll die Produktions- und Verarbeitungsstandorte regelmäßig mithilfe von Spitzentechnologien (z. B. OGI, FLIR-Kameras usw.) überprüfen. Darüber hinaus sind mehr als 300 Anlagen in das interne LDAR-Programm einbezogen, das von der Abteilung Operations der OMV Petrom geleitet wird und das Screening von Methan mit FLIR-Kameras und die Minderung festgestellter Lecks umfasst. Darüber hinaus sind die LDAR-Programme zu einem festen Bestandteil unserer Geschäftstätigkeit geworden. Wir haben starke Partnerschaften mit externen Dienstleister:innen aufgebaut, um die Einhaltung unseres THG-Management-Frameworks sowie anderer Rahmenwerke, darunter bevorstehende EU-Verordnungen zu Methanemissionen im Energiesektor, sicherzustellen.

Methanberichterstattung

Gemäß dem THG-Management-Framework des OMV Konzerns, das sich an der OGMP 2.0 orientiert, sollen die vom Geschäftsbereich Energy der OMV betriebenen Anlagen bis Ende 2025 die direkte Messung der Methanemissionen an der Quelle (entspricht Stufe 4) umgesetzt haben.

Des Weiteren wird die geplante EU-Methangesetzgebung zusätzlich strenge Anforderungen an Programme zur Erkennung und Reparatur von Methanlecks sowie zur Methanüberwachung und -berichterstattung auf Quellen- und Standortebene stellen. Die OMV hat im Geschäftsbereich Energy innerhalb der Fristen für die betroffenen Unternehmen, das heißt für die OMV Österreich und die OMV Petrom, bereits wichtige Schritte zur Einhaltung des THG-Management-Frameworks und der EU-Berichtspflicht zu Methanemissionen gesetzt.

Im Geschäftsbereich Energy der OMV wurden globale und lokale Programme zum Management von Methan (darunter Ops CH4llenge bei der OMV Petrom) ins Leben gerufen, um die Organisation der Standorte auf die neuen Anforderungen an die Erkennung, Messung und Berichterstattung von Methan vorzubereiten. Dazu wurden bis Ende 2023 mehrere Pilotversuche mit verschiedenen Technologien, Lösungen und Dienstleister:innen durchgeführt. Ein umfangreiches Pilotprojekt wurde an repräsentativen Standorten in drei Assets der OMV Petrom abgeschlossen. Die Erkennungs- und Quantifizierungsleistungen wurden von spezialisierten Fremdfirmen erbracht. Dadurch erreichten wir die folgenden Berichtsebenen:

• Methanemissionen auf Quellenebene für betriebene Assets durch direkte Messungen und Probenahmen zur Ermittlung der spezifischen Emissionsfaktoren
• Methanemissionen auf Quellenebene für betriebene Assets, ergänzt durch Messungen von Methanemissionen auf Standortebene, wodurch eine Bewertung und Verifizierung der nach Standorten aggregierten Schätzungen auf Quellenebene ermöglicht wird

Basierend auf den Ergebnissen des Pilotprojekts wurde eine Strategie zum Rollout entwickelt und in eine Leistungsbeschreibung für die Vergabe der Leistungen für die Berichterstattung und Verifizierung von Methanmessungen in den betroffenen Assets der OMV Österreich und Rumänien umgesetzt.

Ausblick

Im Jahr 2024 wird die OMV weiterhin Projekte verfolgen, um das routinemäßige Abfackeln und Ablassen von Erdölbegleitgas einzustellen, Scope‑1-Emissionen zu reduzieren und unsere LDAR-Kampagnen auszuweiten und zu intensivieren. Beispielsweise ist eine LDAR-Kampagne in Tunesien geplant, bei der in einem Pilotprojekt mit Kameras zur optischen Gasdetektion (Optical Gas Imaging; OGI) Lecks in der Gasaufbereitungsanlage (Gas Treatment Plant; GTP) quantifiziert werden und ein entsprechender Aktionsplan erstellt wird. Darüber hinaus werden weitere Nachhaltigkeits- und Dekarbonisierungsprojekte, die speziell auf die Reduzierung des Abfackelns und Ablassens von Erdölbegleitgas abzielen und sich derzeit in mehreren Assets der OMV Petrom in der Ausführungsphase befinden, voraussichtlich bis spätestens 2025 abgeschlossen sein. In der Raffinerie Burghausen soll der derzeitige Gasspeicher durch einen Membrangasbehälter ersetzt werden, der ein größeres Gasspeichervolumen hat. Dadurch sollen die Häufigkeit und Menge von abgefackeltem Gas verringert werden. Dies kann zu einer jährlichen Reduzierung von 1.800 t CO₂e führen.

Generell werden wir uns bei der OMV darauf konzentrieren, diffuse Methanemissionen durch Prozessoptimierung sowie durch Maßnahmen zur Feldmodernisierung und Integritätsverbesserung im Geschäftsbereich Energy zu reduzieren. In allen vom OMV Geschäftsbereich Energy betriebenen Assets werden wir weiterhin Programme zur Erkennung und Reparatur von Methanlecks erarbeiten und umsetzen. Außerdem arbeiten wir an der Einführung einer standardisierten Methanberichterstattung mit der erforderlichen Granularität (z. B. auf Quellenebene und auf Standortebene).

Ziel bis 2025

• Erreichen einer E&P-Methanintensität¹ Die Methanintensität beschreibt die Menge an Methanemissionen aus den vom Geschäftsbereich Energy der OMV betriebenen Erdöl- und Erdgas-Assets als Prozentanteil der gesamten Gasmenge, die aus dieser Geschäftstätigkeit auf den Markt kommt. Die Methanintensität [%] wird wie folgt berechnet: Methanemissionen [Sm³³] / vermarktetes Gas (Verkäufe) [Sm³]. von 0,2% oder weniger

Ziele bis 2030

• Erreichen einer E&P-Methanintensität von 0,1% oder weniger
• Abschaffung des routinemäßigen Abfackelns oder Ablassens von Erdölbegleitgas so rasch wie möglich, jedoch spätestens bis 2030

Stand 2023

• E&P-Methanintensität: 0,3%
• Menge an routinemäßig abgefackeltem und abgelassenem Gas von 240 Mio m³ im Jahr 2022 auf 53 Mio m³ im Jahr 2023 reduziert

Relevantes SDG

SDG-Ziel:
13.1 Die Widerstandskraft und die Anpassungsfähigkeit gegenüber klimabedingten Gefahren und Naturkatastrophen in allen Ländern stärken