TM Zukunft der europäischen Gasversorgung 2007-09-18 final · OMV Aktiengesellschaft Move & More....

OMV Aktiengesellschaft

Move & More.

Die Gas-InfrastrukturEnergiegespräche zur„Zukunft der europäischen Gasversorgung“TM, 18. September 2007

Wolfgang ErnstG-CD/Corporate StrategyOMV Aktiengesellschaft

2 |OMV Aktiengesellschaft, September 2007

Inhalt

Die Wachstumstrategie der OMV

Erdgas in der globalen Energieversorgung

Situation und Perspektiven zur Erdgasversorgung Europas

Infrastruktur der Erdgasversorgung Österreichs


OMV Group

Refining and Marketing incl. petrochemicals

Gas

Exploration and ProductionWorldwide activities in 6 core regionsProduction: 324,000 boe/d (52% oil - 48% gas)Reserves: 1,289 mn boe (57% oil - 43% gas)

Active in 13 Central European countries (market share 20%)5 refineries with capacity of 26.4 mn t (540,000 boe/d)Marketing: 2,540 retail stations35% Borealis (#2 polyolefins producers in Europe)

2,000 km pipeline system (44.5 bcm transport capacity)1/3 of Russian exports via Baumgarten to Western EuropeGas sales: 14.1 bcm 50% of EconGas GmbH


Fulfillment of Targets 2008 Ahead of Schedule

2,5 2,53,2

6,6

14,8

12,8

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Mar

ket

cap

ital

isat

ion

yea

r en

d (

in b

n E

UR

)

Target: doubling of market capitalisation

78 83

119

324338339

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Dai

ly p

rod

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ion

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00 b

oed

Daily production ('000 boed)

Target

Target: doubling of production volume

9%10%

12%

14%

18%

20%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

2001 2002 2003 2004 2005 2006

mar

ket

sah

re in

%

0

5

10

15

20

25

Sal

es v

olu

me

in m

n t

Sales volume in mn t

Target in %

Market Share (%)

Target: Market Share 20%

Market Capitalisation E&P Production

R&M Market Share

7,0

8,5 8,4

14,2 14,1

6,6

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Gas

sal

es v

olu

me

in b

cm Target: gas sales volume 10 bcm

Gas Sales


Strategy Targets 2010

Optimise performance in Danube home market with 500,000 bbl/d refining capacity and 20% share in marketingRealise opportunities to acquire additional R&M operations with a refining capacity of up to 500,000 bbl/d

Produce 500,000 boed in six core regions including Russia/Caspian RegionAchieve an integration ratio E&P : R&M of > 0.5:1 and E&P Gas : Gas sales volume of > 0.33:1

Reach 20 bcm marketing volume, diversify supply and develop international gas logisticsBuild 800 MW own power generation and develop expertise

R&M

E&P

Gas

ROACE13%


Mtoe 1971 1990 2004 2015 2030 % 2004 % p.a. *) Oil 2.446 3.181 3.940 4.750 5.575 35,2% 1,3% Gas 895 1.680 2.302 3.017 3.869 20,5% 2,0% Coal 1.439 2.183 2.773 3.666 4.441 24,8% 1,8% Nuclear 29 525 714 810 861 6,4% 0,7% Hydro 104 185 242 317 408 2,2% 2,0% Renewables, waste 687 979 1.233 1.511 1.941 11,0% 1,8% Total 5.600 8.732 11.204 14.071 17.095 100,0% 1,6%

Global Energy Perspectives

Source: IEA / World Energy Outlook 2006 "Reference Scenario" *) annual growth 2004 - 2030

World Energy Demand by Primary Energy Sources

2.446 3.181 3.940 4.750 5.5758951.680

2.3023.017

3.869

0

5.000

10.000

15.000

20.000

1971 1990 2004 2015 2030

Renewables

Hydro

Nuclear

Coal

Gas

Oil5.600

8.732

11.204

14.071

Mtoe

17.095


Global Energy Perspectives

Source: IEA / World Energy Outlook 2006

Increase in world energy demand by fuel

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

Oil Gas Coal Nuclear Hydro Renewables

mto

e

1971-2004

2004-2030

Additional demand to 2030:5.9 Gtoe, 54% fueled by oil & gas


gas reserves (trillion m³)

North AmericaNorth America

Latin AmericaLatin America

AfricaAfrica

Asia/PacificAsia/Pacific

6.9

73.5

58.1

8.0

14.2

6.0

Middle EastMiddle East

EurasiaEurasia

14.8

Venezuela

Indonesia

Libya

Algeria

Nigeria

Angola

China

Australia

Malaysia

Northsea

Russian Federation

Azerbaijan

India

Mexico

USA

Canada

Brazil

Iraq

QatarKuwait

Iran

Saudi Arabia UAE

EuropeEurope

Kazakhstan

Source: BP-Statistical Review 6/2007

Total: 181.5 tn m³

Middle East: 73.5 tn m³ = 40%

FSU: 58.1 tn m³ = 32%

OECD: 15.9 tn m³ = 9%

Proved Natural Gas Reserves - End of 2006


Response to the Energy Security Challenge

Growing concerns about geopolitical risks lead to re-orientation of foreign policies (see EU energy foreign policy)

International, national and industrial activities to manage or prevent supply disruptions for “strategic energy and raw materials”

Alliances between consumer countries and dialogue with self-convinced producer countries calling for “demand security”

Call for market transparency (incl. quality dimension), strategic stocks

Programs to strengthen investment climate, domestic production and regional energy autarchy

Diversification of energy carriers, supply countries and supply routes

Promoting energy saving and new efficient energy technologies –understanding them as “new energy sources”


EXTERNAL RELATIONS

ILLUSTRATIVE NUCLEAR PROGRAMME (PINC)

SUSTAINABLE FOSSILFUEL TECHNOLOGIES

INTERNAL MARKET

REPORT ON FUNCTIONING OF INTERNAL MARKET

DG COMP SECTOR INQUIRY

PRIORITY INTERCONNECTION PLAN

PROGRESS REPORTRES ELECTRICITY

PROGRESS REPORTBIOFUELS

RENEWABLE ENERGY ROAD MAP

SUSTAINABILITY AND LOW-CARBON ECONOMY

ENERGY EFFICIENCY ACTION PLAN (19 OCT 2006)

JOINT COMMISSION/ HR /COUNCIL JUNE PAPER

AND COM PAPER OCT 2006

DIALOGUE WITH PRODUCERS: OPEC-NORWAY-GCC-ALGERIA-CASPIAN BASIN (BAKU PROCESS)

NEGOTIATION MANDATE FOR NEW AGREEMENT WITH RUSSIA

DIALOGUE WITH CONSUMERS: CHINA, US, INDIA, JAPAN

ENERGY PACKAGE 2007

ENERGY POLICY FOR EUROPE

LIMITING CLIMATE CHANGE TO 2 °C

TOWARDS A STRATEGIC ENERGY TECHNOLOGY PLAN

EU - Energy & Climate Package

GREEN PAPERENERGY

ACTION PLAN2007-2009

High relevance for oil & gas industry


Energy Consumption in EU-27Changes in energy demand 2005-2020

-40

-20

0

20

40

60

80

100

Oil Natural Gas Coal Nuclear Renewables

mto

e

Source: EU Energy & Transport Trends – Baseline Scenario 7/2007

Gross Inland Consumption 1990-2020

0

200

400

600

800

1990 2000 2010 2020

mto

e

Coal Oil Natural Gas Nuclear Renewables


Erdgas in EuropaErdgasproduzenten in Europa

91,8

83,8

77,3

19,6

11,0

10,4

6,0

3,1

1,8

1,2

0,9

0,5

0 20 40 60 80 100

Norwegen

Großbrit.

Niederlande

Deutschland

Italien

Dänemark

Polen

Ungarn

Österreich

Frankreich

Türkei

Irland

Produktion 2006in Mrd m³

Quelle: IEA / Gas Information 2007

Erdgasverbraucher >5 Mrd m³ p.a. in Europa

103,0

94,5

84,5

47,8

44,6

32,9

31,2

16,5

16,3

14,2

8,9

6,6

5,2

5,1

9,3

0 20 40 60 80 100 120

Deutschland

Großbrit.

Italien

Niederlande

Frankreich

Spanien

Türkei

Belgien

Polen

Ungarn

Tschechien

Österreich

Slowakei

Norwegen

Dänemark

Verbrauch 2006in Mrd m³


Energy Demand in Europe

Sources: IEA Energy Balances of OECD & Non-OECD-Countries 2007

Market share of Gas 2005

43%44%

38%36%36%

31%29%29%

25%

0%0%

2%

8%10%

13%13%

13%

15%

14%

17%16%

23%

21%22%

23%24%

24%25%25%

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50%

Cyprus

M alta

Sweden

Greece

Finland

Slovenia

Poland

Bulgaria

Portugal

France

Estonia

Czech Rep.

Spain

Denmark

Ireland

Germany

Austria

EU-27

Belgium

EU-15

Luxembourg

Latvia

Lithuania

Slovak Rep.

U.K.

Romania

Italy

Netherlands

Hungary


Erdgas in Europa

Quelle: IEA / Gas Information 2007

Anteil Russlands an Gasimporten 2005

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100B

alti

kum

Bu

lgar

ien

Fin

nla

nd

Kro

atie

n

Slo

wak

ei

Ukr

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e

Ru

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Öst

erre

ich

Tü

rkei

Slo

wen

ien

Deu

tsch

lan

d

Ital

ien

Fran

krei

ch

in %

EU-15: 35% EU+10: 80% EU-25: 42%


Russian Gas Supply to Europe

Brotherhood: traditional route

Blue Stream

Yamal/ Northern Lights

Nord Stream

BBL

InterconnectorBrotherhood

South StreamSouth European Gas PipelineNabucco

Baumgarten


OMV Response to the Main ChallengesEnergy Security - Price Stability – Carbon Management

Focus on E & PProduction optimisationField developmentAcquisitions

Improve energy infrastructureDiversification of pipeline supply Integration of LNG into supply portfolioStrategic refining investments

Promote new energy Future Energy Fund & initial projects Further development of alternative fuelsRe-injection of CO2


Exploration and Production: Solid base for further growthOMV’s six core regions Proved reserves

as of December 31, 2006 in mn boe

CEE 239,000thereof Romania 200,000Northwestern Europe 13,000North Africa 36,000Middle East 19,000Russia/Caspian 4,000Australia/New Zealand 8,000South America 6,000TOTAL 324,000

Production in 2006, in boe/d

CEE 1,054thereof Romania 907Northwestern Europe 23North Africa 95Middle East 46Russia/Caspian 33Australia/New Zealand 38South America1 –TOTAL 1,289

1 no reserves booked due to contract changes in Venezuela and divestment of Ecuador assets


OMV Strategie: Stärkung der Relation Gas- zu Ölproduktion

Quelle: OMV

Öl- und Gasproduktion der OMV

0

50

100

150

200

2000 2002 2004 2006

1.00

0 Fa

ss Ö

l-Ä

qu

ival

ent

/ Tag

25%

30%

35%

40%

45%

50%

Gas

ante

il

Produktion Öl

Produktion Gas

Gasanteil in %


OMV - best positioned to meet the energy challenge

Best integrated company (upstream/downstream for oil and gas)

Strongest downstream position in CEE oil and gas markets

Long lasting cooperation with Gazprom

Long term access to supply sources (1/3 of Russian supply for Western Europe through Baumgarten), access to equity gas

Transit capacities on main routes and long term storage capacities

Strongest commitment to Corporate Social Responsibility

NorthSea Russia

LNG

NabuccoNabucco

Middle EastMiddle East

Middle Eastcrude

North Africancrude

CaspianCaspian

Downstream Activities (R&M and Gas)Exploration & ProductionExploration only

Gas supplyOil supply


Gasgeschäft der OMV

1) Petrom S.A. ist eine 51% Tochter OMV Aktiengesellschaft. Die OMV Gas International steuert das Gasgeschäft der Petrom.

Stand 1.4.2007Stand 1.4.2007

50 %

Business UnitMarketing & Trading

Business UnitLogistics

OMV Gas GmbH

100%Petrom Gas GmbH

28,5%Congaz

100%EconGasDeutschland GmbH

100%EconGas Italia s.r.l.

100%Nabucco Ö. GmbH

100%Nabucco H GmbH

100%Nabucco RU GmbH

100%Nabucco BG GmbH

100%Nabucco Tür. GmbH

100%AGGM AG

51%BOG GmbH

34,1%OÖF AG

23,1%AGCS AGyy

11% TAG GmbH

5%Megal GmbH

OMV Gas International GmbH

51 % 20 % 20 %

100 %

GWHGWH

25,1%

100 %

100 % OMV Gas Adria

100 %PowerPower

Central European Gas Hub

100%EconGas Hungária Kft.


Increase in gas demand and concerns over energy security requires Europe to open up a new supply corridor to get new access to huge reserves.

3,450North-Sea

47,650Russia

1,350NL

4,500Algeria

84,490Caspian Region

Middle Eastand Egypt

Source: BP Statistical Review 6/2007

Gas reserves (bcm)

Access to diversified supply sources requires strong CEE player with:

Favourable geographical position

Gas supply including equity gas, integration and diversification

Transit capacities on main routes

Long term storage capacities

Remark: EU-27 gas reserves: 3,060 bcm


Gas Supply for Central & Eastern Europe

Source: BP Statistical Review 2006

WAGTAG

Baumgarten

Nabucco 2011

South Caucasus Pipeline

Arab Gas Pipeline

Adr

ia

LNG

LNG

North Sea: 13.5%

Russia: 59.7%

Africa: 11.7%

Other: 12,1%WAG

TAG

Baumgarten

Nabucco 2011

South Caucasus Pipeline

Arab Gas Pipeline

Adr

iaLN

G

LNG

North Sea: 13.5%

Russia: 59.7%

Africa: 11.7%

Other: 12,1%

Caspian Region / Middle East: 3.1%

Trans-Caspian Pipeline


Energieversorgung ÖsterreichsEnergieverbrauch in Österreich nach

Primärenergieträgern

0

100

200

300

400

500

600

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

in P

J

Erdöl Gas Kohle Wasserkraft Sonstige

Sources: Statistik Austria / Energiebilanz 12/2006

Energieverbrauch in Österreich nach Primärenergieträgern

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Kohle Erdöl Gas Wasserkraft Sonstige


Erdgas in Österreich

Erdgasleitungsnetz 2004

PENTA WEST

WAG

TAG I+II

SOL

HAG

Sources: OMV 2005


Erdöl- und Erdgaslagerstätten

Erdgasreserven*) in Österreich per 31.12.2006: 40,8 Mrd m³

Inlandsförderung 2006: 1,819 Mrd m³207 Gasfördersonden 1,566 Mrd m³720 Erdölgasfördersonden 0,253 Mrd m³



Source: FV Mineralölindustrie

Erdgasförderung in Österreich

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Mrd

m³

OMV

RAG und Andere



Erdgasimporte nach Österreich

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

19701975198019851990199520002005

Mrd

m³

Quelle: FV Mineralölindustrie

Erdgasimporte 2006 nach Ländern

Russland66%

Deutschland20%

Norwegen14%


Erdgaspipelines in Österreich

TAGHAG

SOL

D

CZ

SK

H

ISLO HR

Penta WestBaumgarten

Wien

CH

WAG

Verkaufte Transportkapazität 2006:Ost-West: 14,1 Mrd m³Nord-Süd: 32,8 Mrd m³



Technische Daten der Erdgastransitleitungen

Gasleitung

Kurzbez.

Anbindungen

Länge km

Nennweite mm

Nenndruckbar

TAG I 383 900/950 70 TAG II 378 1050 70

Trans Austria Gasl.

TAG Loop II

Baumgarten (NÖ) nach Arnoldstein (Ktn)

376 1000 70

West Austria Gasl.

WAG

Baumgarten (NÖ) nach Oberkappel (OÖ)

245

800

70

Süd Ost Gasl.

SOL TAG-Weitendorf nach Murfeld (Stmk)

26

500

70

Hungarian Austria Gasl.

HAG Baumgarten (NÖ) nach Deutsch Jahndorf (B)

46

700

70

PENTA West PENTA West

Oberkappl (ÖÖ) nach Burghausen(D)

95

700

70

Quelle: FVMI Jahresbericht 2006


Erdgas in ÖsterreichTechnische Daten der OMV Erdgasspeicher

Sources: OMV Gas GmbH

45.5908.3204.90032.370Kompressorleistung in PS

33,526,123,623,8Kompressorleistung in W

11344Kompressoranzahl

1531724112Sondenanzahl

6075120max. Druckbereich in bar

890.000115.000125.000650.000Einpressrate in Nm3/h

1.060.000130.000160.000770.000Entnahmerate in Nm3/h

2.1202503001.570Arbeitsgasvol. Mio m3

197719741977Jahr der Inbetriebnahme

650750510 - 1.400Tiefe in m

GesamtThannTallesbrunnSchönkirchen



Source: Statistik Austria 12/2005

Erdgaseinsatz in den Bundesländern

NÖ; 25,6%

OÖ; 19,7%

St; 17,2%

W; 15,8%

B; 3,4%

V; 3,9%

S; 4,9%

K; 4,4%

T; 4,9%

Regelzonen in Österreich


Regelzone OstInfrastruktur

1.400 km „Inlandsfernleitungen“600 km „Transitleitungen“

ca. 2,8 Mrd. Nm³ Speichervolumen (für Transit u. Inland)ca. 1,8 Mrd. Nm³/a Produktion

GasabsatzCa. 8,6 Mrd. Nm³/a in RZ Ost (>90% von Österreich)Ca. 2,1 Mio. Nm³/h maximale Stundenbelastung

Marktteilnehmer5 Fernleitungsunternehmen16 Verteilnetzunternehmen ca. 20 Gashändler



AGGM: Langfristplanung der Gasinfrastruktur

MS 3

MS 1MS 4

MS 2

Eggendo rf

St. M argarethen

Weitendo rf

Sulmeck Greith

Grafendo rf

Ettendo rf

WaisenbergEbental

F inkenstein

Sem mering

Schwechat

Wr. Neus tadt

Rutzendo rfRutzendo rfSchönkirchen

Tallesbrun

Kled ering

Leo p old au

A derklaa

Gerasd orf

Laa/Thaya

B ad Leo nfelden R ainbach Gro ß Gö ttfrit z KirchbergA rnreith

Ebelsberg Kronau

Oberkappel

P uchk irchen

R eitsham

Ro itham Krif t

Kro ns to rf R eichersdo rf

B ruck a. d. M ur

WAG

TAG

Quelle: A GGM / NK-K

A uslastung < 75%A uslastung 75% - 90%A uslastung > 90%

Langfristige Planung 2004 für die Regelzone Ost

TA G A Z

B aumgarten

0 2 30 3 0

0 3 5027

keine Aus lastungsangabe

P yhrn

Lichtenwört

A RU

003

020012022

009

Südw es t 2

W es t 2W es t 4

101

00 7

028

Kapazitätsaus lastung der Fernleitungen der Regelzone Ost im Jahr 2003 (Status Quo)

Thann

Raf f ineri

WA G A Z

Fernleitungs-unternehmenStundenzeitreihen

Kraftwerketechn. DatenAbsatzdaten

Absatzmodell

Wo wird wann wieviel Gas entnommen

PrognoseAbsatzmodell

Verteilnetz-unternehmenPrognose Absatz

WIFOPrognose Absatz

Netzbetreiber-VerträgeInfrastrukturdaten

Fernleitungs-unternehmenQuartalsgespräche

NetzmodellKnoten- u.Kantendaten

Evaluierungletzte LFP

Gas VersorgerBilanzgruppenv.Bezugsszenarien

BezugsmodellWo wird wann wieviel Gas eingespeist

Absatzmodell

maximale Abnahme je Netzbereich

Status Quo+ 5 Jahre

Netzmodell

Status Quo

BezugsmodellStatus Quo+ 5 Jahre

MS 3

MS 1MS 4

MS 2

Eggendo rf

St. M argarethen

Weitendo rf

Sulmeck Greith

Grafendo rf

Ettendo rf

WaisenbergEbental

F inkenstein

Sem mering

Schwechat

Wr. Neus tadt


Tallesbrun

Kled ering

Leo p old au

A derklaa

Gerasd orf

Laa/Thaya


Ebelsberg Kronau

Oberkappel

P uchk irchen

R eitsham

Ro itham Krif t


B ruck a. d. M ur

WAG

TAG




TA G A Z

B aumgarten

0 2 30 3 0

0 3 5027


P yhrn

Lichtenwört

A RU

003

020012022

009

Südw es t 2

W es t 2W es t 4

101

00 7

028


Thann

Raf f ineri

WA G A Z

PO Ergebnisse

Definition Kapazitäts-engpässein welchem Jahrtreten wo Engpässe auf

Datengrundlage Akteure Datenmodell Simulation

Planungsnullfall

Absatzmodell

maximale Abnahme je Netzbereich

Status Quo+ 5 Jahre

Netzmodell

Status Quo+ Infrastruktur-maßnahmen

Bezugsmodell

Status Quo+ 5 Jahre

SimulationMaßnahmenfälle

Definition derMaßnahmenzur Beseitigungder Kapazitäts-engpässe

MS 3

MS 1MS 4

MS 2

Eggendo rf

St. M argarethen

Weitendo rf

Sulmeck Greith

Grafendo rf

Ettendo rf

WaisenbergEbental

F inkenstein

Sem mering

Schwechat

Wr. Neus tadt


Tallesbrun

Kled ering

Leo p old au

A derklaa

Gerasd orf

Laa/Thaya


Ebelsberg Kronau

Oberkappel

P uchk irchen

R eitsham

Ro itham Krif t


B ruck a. d. M ur

WAG

TAG




TA G A Z

B aumgarten

0 2 30 3 0

0 3 5027


P yhrn

Lichtenwört

A RU

003

020012022

009

Südw es t 2

W es t 2W es t 4

101

00 7

028


Thann

Raf f ineri

WA G A Z

Ergebnisse

Ergebnisse

ÖkonomischePrüfung

Planungs-vorschlagder AGGM

Diskussion mitMarktteilnehmern

Einreichung bei E-Control

AnalyseMaßnahmenbildung



Quelle: Statistik Austria

Erdgasverbrauch in Österreich

0

2

4

6

8

10

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Mrd

m³

Haushalte Industrie Verkehr Sonstige nichtenergetisch Energiesektor Umwandlung


0

20

40

60

80

100

CO2 NOX CO NMHC Particulates Ozon

Erdgas als Treibstoff

CNG-Versorgung (Compressed Natural Gas) in Ballungsräumen bereits erfolgtentlang Transitrouten

Öffentliche CNG-Erdgastankstellen in Österreich - OMV / GesamtRealisiert: 29 / 75Geplant 2010: 80 / 200

Potenzial für Emissionsreduktion durch CNG

Vgl. Benzin Vgl. Diesel


Biogas – Netzeinspeisung Biomethan (Bruck/Leitha)

Biogas: CO2-neutrale EnergieGereinigtes Biogas als Ersatz für Erdgas um Schadstoffe zu reduzierenEinspeisung in Erdgasnetz möglich (G33)Einsatz als Treibstoff BioCNG in KFZ

Projekt Bruck/LeithaOptimierung der Wertschöpfungskette von Rohstoff- und Biogasproduktion, Biogasreinigung, -einspeisung und -transport bis zur Abgabe an Tankstellen

Weitere mögliche Folgeprojekte in Planung

Date post:	27-Oct-2019
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