Wintershall Dea 2019 mit Produktionsrekord – Projekte in Norwegen zur Erforschung von CCS und Hydrogen

Wintershall Dea hat im vergangenen Jahr einen Produktionsrekord erzielt. In Norwegen liegen die aktuellen Entwicklungsprojekte Dvalin und Nova im Zeitplan. Im Bild: Absenken eines Templates für das Erdöl- und Erdgasfeld Nova.©Wintershall

Hamburg/Kassel, 18. März 2020. Das Erdöl- und Erdgasunternehmen Wintershall Dea hat im vergangenen Jahr mehr 642 Tausend Barrel Öläquivalent (BOE) pro Tag produziert, neun Prozent mehr als Wintershall und DEA 2018 zusammen (589 Tausend Barrel/Tag). Das ist ein neuer Produktionsrekord. Lediglich in Nordeuropa (Norwegen, Deutschland, Großbritannien, Niederlanden und Dänemark) ist die Produktionsmenge von 203 auf 201 Tausend Barrel/Tag zurückgegangen. In Norwegen betrug die Produktionsmenge 146 Tausend Barrel/Tag). Mit Produktionskosten in Höhe von 4,30 US-Dollar je Barrel liege das Unternehmen fast die Hälfte unter dem Branchendurchschnitt und verfüge mit 3,8 Milliarden BOE über hohe Reserven, erklärte Vorstandsvorsitzender Mario Mehren auf der Jahrespressekonferenz, die in diesem Jahr online stattfand. In Nordeuropa lagen die Produktionskosten mit 4,6 US-Dollar je Barrel weit über den Kosten in Russland (1 US-Dollar/Barrel), waren aber geringer als in der Mena-Region mit 5,8 US-Dollar/Barrel.

Insgesamt musste Wintershall Dea 2019 eine Gewinnrückgang von 21 Prozent  hinnehmen. Den größten Anteil am Gesamtgewinn von immerhin noch 2,83 Milliarden Euro erwirtschaftete mit 1,671 Milliarden Euro die Region Nordeuropa. Bis auf weiteres wird das Unternehmen keine Dividende auf Stammaktien zahlen. 

Mehren bezeichnete 2020 als extrem herausforderndes Jahr.  Der Vorstandsvorsitzende kündigte an, dass das Unternehmen aufgrund  der aktuellen Corona-Krise und der geringen Öl- und Gaspreise in diesem Jahr die Investitionen verringern werde. Das Explorationsbudget werde von 341 Millionen Euro im vergangenen Jahr auf 150 bis 250 Millionen Euro in diesem Jahr gekürzt. Von der Kürzung der Investitionskosten seien auch die Aktivitäten in Norwegen betroffen. Die Projekte in Norwegen selbst seien stabil, erklärte Mehren. Die Entwicklung der Felder Dvalin und Nova befinde sich im Zeitplan. Allerdings wies er darauf hin, dass es nun auf die Fähigkeit der Dienstleistungsunternehmen ankomme, die Arbeiten weiterhin wie geplant fortzuführen. 

Vorstandsvorsitzender Mario Mehren kommunizierte in diesem Jahr zur Jahrespressekonferenz erstmals nur online mit den Journalisten.©Wintershall Dea

Wintershall Dea engagiert sich seit 1973 auf dem norwegischen Kontinentalschelf. Wintershall Dea ist derzeit in Norwegen an über 40 Explorationslizenzen beteiligt. Neun davon liegen in der Nordsee (zwei als Betriebsführer), 18 Lizenzen in der Norwegischen See (acht als Betriebsführer). Weitere neun Lizenzen befinden sich in der Barentssee (zwei als Betriebsführer). Neun dieser Lizenzen (drei als Betriebsführer) wurden in der APA-Lizenzrunde 2019 vom Norwegian Petroleum Directorate (NPD) vergeben. 

Das Unternehmen hat seine Explorationsaktivitäten aus den Vorjahren fortgesetzt und 2019 sieben Bohrungen abgeschlossen. Darunter drei kommerzielle Funde: In der Edvard Grieg-Lizenz war Wintershall Dea an der Bohrung von zwei erfolgreichen Infrastruktur-Explorationen beteiligt. In der PL782S-Lizenz stieß die Explorationsbohrung Busta auf Gas- und Kondensatvorkommen.

Anteile an einigen Lizenzen hat Wintershall Dea im vergangenen Jahr weiterverkauft.

Anfang 2020 erhielt Wintershall Dea neun weitere neue Lizenzen, davon vier Lizenzen in der Nordsee (zwei als Betriebsführer), vier in der Norwegischen See (eine als Betriebführer) und eine in der Barentssee. 

Gegenwärtig untersucht Wintershall Dea anhand einer Studie zum Öl- und Gasfeld Brage, wie ein ausgereiftes Feld nach Abschluss der Produktionsperiode für eine dauerhafte CO2-Speicherung genutzt werden kann.

Zur Erreichung der Klimaziele sieht Wintershall Dea in der CCS-Technologie ein großes Potenzial. “Das ist eine interessante Technologie, die wir uns gerade anschauen”, sagte Mario Mehren. In Norwegen und in den Niederlanden treibe das Unternehmen verschiedene Projekte voran. “Wir haben eine eigene Unit, die sich mit der CCS-Technologie und Hydrogen beschäftigt”. Mit Northern Lights, einer Unternehmerinitiative in Norwegen, die ein Demonstrationsprojekt zur Abspaltung, zum Transport und zur Speicherung von CO2 vorantreibt, habe Wintershall Dea engen Kontakt. Wintershall Dea könne sein unternehmensspezifisches E & P-Know-how für den Umgang mit CO2 einbringen und eigene Speicher anbieten. Derzeit würden verschiedene Projekte analysiert und evaluiert, so Mehren.

Mehren ist davon überzeugt, dass Öl und Gas noch über lange Zeit gebraucht werde. Beim künftigen Einsatz von Erdgas werde die Umwandlung von Erdgas in Wasserstoff eine große Rolle spielen.

In Kombination mit CCS werde die Produktion von sogenanntem „blauem Wasserstoff“ durch Dampfreformierung auch klimaneutral, wenn das eingefangene CO2 sicher in Reservoirs gespeichert wird.

Wintershall Dea hat zur Erforschung von CCS und Hydrogen in seiner Division Technology and Innovation eine eigene Abteilung “Carbon Management & Hydrogen” gegründet. Hier werden Know-how und Koordination der verschiedenen Projekte zu CCS und Hydrogen gebündelt und konkrete Geschäftsideen entwickelt. Das Unternehmen diskutiert mögliche Projekte mit Industriepartnern und baut intern Know-how auf. Zum Beispiel wird anhand einer Studie zum Öl- und Gasfeld Brage (Norwegen) untersucht, wie ein ausgereiftes Feld nach Abschluss der Produktionsperiode für eine dauerhafte CO2-Speicherung genutzt werden kann. In der Studie wird davon ausgegangen, dass CO2 per Schiff zur direkten Injektion in das Reservoir transportiert wird. Die zweijährige Studie umfasst auch Reservoirsimulationen zur Schätzung des Gesamtvolumens an CO2, das dauerhaft gespeichert werden kann. Die von Wintershall Dea and Aker Solutions erarbeitete Studie wird vom CLIMIT, dem Programm der norwegischen Behörden zur Erforschung, Entwicklung und Demonstration von CCS-Technologien (Carbon Capture and Storage), kofinanziert. Darüber hinaus prüft Wintershall Dea aktiv Optionen in verschiedenen Nordseeländern auf das Potenzial für CCS.

Bei der Erzeugung von Wasserstoff zur Dekarbonisierung des Energiesystems verfolgt Wintershall Dea zwei Alternativen, die eng mit dem Kerngeschäft der Erdgasversorgung verbunden sind und Vorteile gegenüber dem energieintensiven Elektroyseprozess der Wasserstoffproduktion bieten:

Zum einen die Dampfreformierung. Bei erhöhter Temperatur und erhöhtem Druck reagieren Erdgas und Dampf in Gegenwart eines Katalysators unter Bildung eines Gemisches aus Kohlendioxid und Wasserstoff. Das Kohlendioxid kann unterirdisch aufgefangen und dauerhaft gespeichert werden, wodurch der erzeugte Wasserstoff CO2-neutral wird. Während die Dampfreformierung technologisch ausgereift ist und seit Jahrzehnten häufig eingesetzt wird, muss CCS noch einige technische und in einigen Ländern politische Hürden überwinden, teilt Wintershall Dea mit. Die Dekarbonisierung von Erdgas auf diese Weise könne jedoch dazu beitragen, das Energiesystem klimaneutral zu gestalten.

Bei der Methanpyrolyse, einer Hochtemperatur-Techologie, wird Erdgas ohne CO2-Emissionen in seine Bestandteile Wasserstoff und festen Kohlenstoff geteilt. Das entstehende Nebenprodukt ist reiner, fester Kohlenstoff, der als industrieller Rohstoff verarbeitet werden kann und für mehrere Produkte von wachsendem Interesse ist. Beispielsweise wird es bei der Herstellung von Elastomeren, leichten Baumaterialien, Druckfarben sowie bei der Herstellung von Batterien verwendet. Die Methanpyrolyse befindet sich noch in der Forschungsphase und muss für die kommerzielle Umsetzung weiterentwickelt werden.

In Zusammenarbeit mit dem Karlsruher Institut für Technologie KIT hat Wintershall in vergangenen  Jahr ein gemeinsames Projekt zur Abspaltung von Methan gestartet. 

Mehren informierte auch darüber, dass Wintershall Dea über die Beteiligung am Snorre-Feld gemeinsam mit dem Betreiber Equinor und anderen Partnern in die Entwicklung des Hywind-Tampen-Offshore-Windparks in der norwegischen Nordsee vor der Küste von Florø investieren wird. Die Plattformen Snorre und Gullfaks werden die ersten Plattformen sein, die ihre Stromversorgung von dem schwimmenden Windpark beziehen.

About businessportalnorwegen

View all posts by businessportalnorwegen →

× Featured

UN-Entwicklungsreport: Norwegen weiterhin das Land mit der höchsten Lebensqualität