Die Stadtwerke München (SWM) ziehen sich schrittweise aus dem Öl- und Gasfördergeschäft zurück. In einem ersten Schritt werden die norwegischen Felder verkauft und damit 92 Prozent der Ölreserven, der Münchner Stadtrat muss der Transaktion noch zustimmen.
Damit verbunden ist ein Strategiewechsel. Zwar wird wohl bis Ende der 2020er Jahre noch Erdgas aus bestehenden Feldern gefördert, weitere wichtige Säulen sind aber künftig auch die Finanzierung des Rückbaus und die Transformation des Upstreambereichs hin zu klimafreundlichen Technologien, wie CCS-Abscheidung und -Speicherung sowie Wasserstofftechnologien.
Die SWM sind 2006 in das Öl- und Gasfördergeschäft eingestiegen. Gemeinsam mit der Bayerngas halten die Stadtwerke München 31 Prozent an dem Förderunternehmen Spirit Energy. Mehrheitsgesellschafter ist der britische Centrica-Konzern.
Im Interview erklärt der zuständige SWM-Manager für das Upstreamgeschäft, Thomas Meerpohl, die Perspektiven für die Transformation dieses Geschäftsbereichs.
Herr Meerpohl, die Stadtwerke München und der britische Centricakonzern werden ihre Öl- und Gasfelder in Norwegen verkaufen. Der Zeitpunkt ist angesichts der rekordhohen Gaspreise günstig. Wäre es nicht möglich gewesen, gleich das gesamte Portfolio zu veräußern?
Meerpohl: Centrica wollte sich seit 2019 aus dem Geschäft zurückziehen und hat einen Verkaufsprozess gestartet. Wir haben diesen begleitet und waren immer aufgeschlossen. Das Ergebnis der Verkaufsbemühungen war aber weder aus Sicht von Centrica noch aus unserer zufriedenstellend.
Wir hatten jetzt einen guten Markt, um das norwegische Geschäft zu verkaufen.
Das lag auch daran, dass der britische Teil unserer Felder aufgrund der zu erwartenden höheren Rückbaukosten für einen Erwerber weniger attraktiv war als der norwegische Teil. Wir hatten jetzt einen guten Markt, um das norwegische Geschäft zu verkaufen.
Und was für Schlussfolgerungen haben die Unternehmen daraus gezogen?
Wir waren uns einig, dass es die wertschöpfendere Alternative ist, den norwegischen Teil bestbietend zu verkaufen und die Chancen des Restgeschäfts aktiv zu nutzen.
Wir glauben eben daran, dass in der Umgestaltung der Felder in Großbritannien hin zu CO2-Abscheidung und Speicherung, sprich hin zur CCS- und Wasserstofftechnologie, viele Potentiale liegen, die man sicher in einem Verkauf nicht realisieren kann.
Wir haben bereits eine Lizenz für die Einspeicherung von CO2 beantragt.
Wo sehen Sie konkret die Potenziale mit Blick auf die Anwendung von CCS- und Wasserstofftechnologien in der britischen See?
Es gibt ein konkretes Projekt in der Liverpool Bay. Dieses ist aktuell in der technischen Konzeptionsphase. Wir haben hier bereits die Lizenz für die Einspeicherung von CO2 beantragt. Wir untersuchen dort relativ konkret, welche Möglichkeiten bestehen, ein ausgefördertes Gasreservoir für die Speicherung von CO2 zu nutzen.
Gleichzeitig kann man an dem Standort eine Produktionsanlage für blauen Wasserstoff und perspektivisch auch für grünen Wasserstoff ansiedeln. Aus dem Erdgas könnte man dort Wasserstoff erzeugen und das dabei entstehende CO2 im ausgeförderten Gasreservoir einspeichern.
Zudem liegen in der Irischen See viele Offshore-Projekte, unter anderem auch der Windpark Gwynt y Môr, an dem die SWM beteiligt sind. Daraus können sich interessante Synergien ergeben.
Wir haben gut geeignete Standorte, mit denen man eine Vorreiterrolle einnehmen kann.
Und wie bewerten Sie konkret die Erfolgsaussichten mit Blick auf die vorhandenen Felder der Spirit Energy?
Wir glauben, dass wir gute Voraussetzungen haben, um aus der Umwidmung und Umnutzung von ausgeförderten Gasfeldern Speicherstrukturen zu schaffen, in denen man langfristig gasförmiges CO2 einspeichern kann. Hier könnte etwa verflüssigtes CO2 über Schiffe antransportiert werden, um es am Standort wieder in Gas umzuwandeln und einzuspeichern.
Großbritannien hat sich zum Ziel gesetzt, im Bereich der Wasserstofferzeugung und CCS-Technologie europaweit führend zu sein. Deshalb werden vier Großprojekte mit einer Anschubfinanzierung vorangetrieben. Bei zweien davon wurde der Zuschlag bereits erteilt und wir versuchen jetzt, in eines der zwei anderen Pilotprojekte hineinzukommen.
Wir sind hier zuversichtlich, weil wir gut geeignete Standorte haben, mit denen man eine Vorreiterrolle einnehmen kann bei dieser Umgestaltung des Öl- und Gassektors hin zu klimafreundlichen Technologien.
Bei 100 bis 150 Euro pro Tonne CO2 könnten solche Technologien von sich aus wirtschaftlich sein.
Wie investitionsintensiv ist der Einstieg in diese klimafreundlichen Technologien?
Wir werden eine Anschubfinanzierung benötigen. Entweder über Abnahmeverträge (Contracts for Difference) oder aber das in Großbritannien aktuell diskutiert RAB-Modell (Regulated Asset Base), mit der die Einspeicherung von CO2 finanziert werden könnte. Das lässt sich vergleichen mit dem regulierten Zinssatz, mit dem etwa in Deutschland die Pipelineinfrastruktur verzinst wird.
Beides halte ich im Moment für erforderlich. In der Perspektive hängt es sehr stark vom CO2-Preis ab. Ab 100 bis 150 Euro pro Tonne könnten solche Technologien von sich aus wirtschaftlich sein, sodass ich die Perspektive zur Eigenwirtschaftlichkeit bei solchen Projekten durchaus sehe.
Bis 2027 könnte so ein Projekt in Betrieb gehen.
Bis wann könnte bei diesem Projekt die finale Investitionsentscheidung fallen?
Vom groben Zeitplan her, könnte so ein Projekt jetzt bis 2024 entscheidungsreif werden und bis 2027 in Betrieb gehen. Das würde zeitlich ganz gut in unseren Transformationszeitplan passen. Bis dahin werden wir sicher noch Erdgas fördern und hätten die Option, die Förderung sukzessive auslaufen zu lassen und dann durch das neue Geschäftsfeld zu ersetzen.
(Die Fragen stellte Hans-Peter Hoeren)
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