Grüne Energie : Die Wasserstoff-Baustelle: Wie OMV, Siemens Energy und STRABAG Österreichs größten Elektrolyseur bauen

Es gibt eine Zahl, die das Vorhaben in Niederösterreich sofort einordnet. Mit Stand April 2026 weist die nationale Wasserstoffplattform Hydrogen Partnership Austria (HyPA) für ganz Österreich eine installierte Elektrolyseleistung von 35,2 Megawatt aus. Die geplante OMV-Anlage in Bruck an der Leitha hat allein 140 Megawatt. Sie wäre damit rechnerisch fast viermal so groß wie der gesamte heutige österreichische Bestand.

Das ist die eigentliche Dimension der Baustelle neben dem Umspannwerk Sarasdorf: Hier wird nicht „eine weitere große Anlage" errichtet, sondern ein einzelnes Projekt, das die nationale Elektrolyse-Landschaft in einem Schritt umkrempelt. Und es ist, anders als viele Wasserstoff-Ankündigungen der vergangenen Jahre, kein Strategiepapier mehr, sondern ein realer Industriebau mit Erdarbeiten, Gebäuden, Anlagentechnik und einer rund 22 Kilometer langen Pipeline.

Nie mehr die wichtigsten News aus Österreichs Bauwirtschaft verpassen? Abonnieren Sie unseren Newsletter Hier geht’s zur Anmeldung!

Auf der grünen Wiese bei Bruck an der Leitha errichten OMV, Siemens Energy und STRABAG eine Elektrolyseanlage mit 140 Megawatt Leistung. Der Spatenstich erfolgte am 29. September 2025, die Inbetriebnahme ist für Ende 2027 vorgesehen. Laut OMV soll die Anlage künftig jährlich bis zu 23.000 Tonnen grünen Wasserstoff erzeugen, ausschließlich aus erneuerbarem Strom aus Wind, Sonne und Wasserkraft. Zur Einordnung: Der bisher größte heimische Elektrolyseur, den OMV in Schwechat betreibt, hat eine Leistung von 10 Megawatt. Bruck ist also kein nächster Schritt, sondern ein Sprung in eine andere Größenklasse.

Der Wasserstoff bleibt nicht in Bruck. Über eine rund 22 Kilometer lange, neu zu errichtende Pipeline – in den Ausschreibungsunterlagen mit rund 23.000 Metern angegeben – soll er direkt in die OMV-Raffinerie Schwechat fließen und dort den bisher aus Erdgas erzeugten, fossilen Wasserstoff in den Produktionsprozessen ersetzen. OMV beziffert die damit verbundene Einsparung auf bis zu 150.000 Tonnen CO₂ pro Jahr, was nach Konzernangaben rund zehn Prozent der derzeitigen direkten, produktionsbedingten Emissionen der Raffinerie entspricht.

Beim Größenvergleich lohnt Präzision. OMV selbst formuliert vorsichtig: Die Anlage werde die größte ihrer Art in Österreich, die größte in Südosteuropa und eine der fünf größten in Europa sein. Zur Investitionssumme nennt der Konzern offiziell einen „mittleren dreistelligen Millionen-Eurobetrag"; in Medienberichten und von der Standortagentur kursiert die Größenordnung von rund 700 Millionen Euro. Die genauen Kosten hat OMV bislang nicht beziffert.

Für die Bauwirtschaft ist gerade die Aufgabenteilung interessant, weil sie zeigt, dass hier Anlagenbau, Tiefbau und Energieinfrastruktur ineinandergreifen.

OMV ist Auftraggeber, künftiger Betreiber und zugleich Abnehmer des Wasserstoffs. Der Konzern will damit Produktionsprozesse in Schwechat dekarbonisieren – grüner Wasserstoff als Rohstoff, nicht als Energieträger für den allgemeinen Markt.

Die Errichtung läuft über einen EPC-Vertrag (Engineering, Procurement, Construction). OMV hat dafür ein Konsortium unter der Führung von Siemens Energy beauftragt, das die vollständige Planung, Beschaffung und Errichtung der Anlage übernimmt. Siemens Energy verantwortet die übergeordnete technische Anlagenplanung und liefert zentrale Komponenten wie Elektrolyse-Stacks, Transformatoren, Gleichrichter und Verdichter.

STRABAG ist der zentrale Baupartner und für die Bauausführung verantwortlich – von den Erdarbeiten bis zur baulichen Umsetzung der Gebäude auf dem Gelände. Gewerberechtliche Genehmigung und Baugenehmigung lagen laut OMV bereits zum Baustart vor. Belastbare Details zur Bauausführung – Fundamentkonzepte, Betonmengen, Gebäudetypen oder Subunternehmer – sind öffentlich bislang nicht dokumentiert. Klar ist aber die Struktur der Aufgabe: STRABAG führt das Vorhaben inzwischen im eigenen Infrastrukturportfolio unter Energie- und Wasserinfrastruktur mit der Bauzeit 2025 bis 2027. Für den Konzern ist es ein Referenzfall für jenen High-Tech-Industriebau, der in der Energiewende an Bedeutung gewinnt: Bauwerke für Stromumwandlung, Prozessanlagen, Verdichtung, Sicherheitstechnik und Leitungsinfrastruktur.

Damit ist Bruck an der Leitha kein reines Energieprojekt, sondern ein Hightech-Industriebau mit ausgeprägtem bauwirtschaftlichem Kern.

Eine Anlage dieser Größe entsteht nicht wie ein einzelnes Kraftwerksteil, das angeliefert und angeschlossen wird. Sie ist ein Industriebau mit mehreren Ebenen. Zuerst braucht es die bauliche Infrastruktur: Erdarbeiten, Fundamente, Betriebsgebäude, Technikflächen, innere Erschließung und Medienführungen. Darauf folgt die Anlagenintegration, bei der Elektrolyse-Stacks, Transformatoren, Gleichrichter, Verdichter, Wasseraufbereitung, Kühlung, Steuerungs- und Sicherheitstechnik zu einem durchgehenden Prozess verbunden werden. In Bruck übernimmt Siemens Energy als EPC-Konsortialführer Planung, Beschaffung und Errichtung der Anlagentechnik, STRABAG die Erdarbeiten und Gebäude.

Der Begriff EPC ist dabei entscheidend. Bei solchen Projekten geht es nicht nur um die reine Bauausführung, sondern um die Koordination von Engineering, Einkauf, Fertigung, Montage, Inbetriebnahme und Schnittstellenmanagement. Großskalige Elektrolyseure werden modular gedacht: in vorgefertigten Einheiten, die Transport, Montage und Installation erleichtern. Das verschiebt einen Teil der Komplexität von der Baustelle in die Fertigung, ändert aber nichts daran, dass Bau, Logistik und Anlagenintegration sehr genau aufeinander abgestimmt werden müssen. Wie eng dieser Takt ist, zeigt der Blick auf vergleichbare Projekte: Beim 200-MW-Vorhaben Normand'Hy von Air Liquide in Nordfrankreich, das ebenfalls Siemens-Energy-Stacks nutzt, ist die gestaffelte Anlieferung der Elektrolysemodule ein eigener Projektabschnitt – diese Anlagen kommen nicht als ein Gerät, sondern als industrielle Baustellen-Logistik in Etappen.

Der Standort ist kein Zufall. Eine Elektrolyseanlage dieser Größe braucht enorme Strommengen, und genau dafür liegt das Gelände unmittelbar neben dem Umspannwerk Sarasdorf. Die Nähe zur Hochspannungsinfrastruktur ist die Voraussetzung dafür, dass die Anlage überhaupt mit erneuerbarem Strom in industriellem Maßstab versorgt werden kann.

Die Pipeline ist keine Nebenanlage, sondern ein eigenständiges Tiefbauprojekt. Für die Wasserstoff-Direktleitung von Bruck an der Leitha nach Schwechat wurde bereits Ende 2024 ein Genehmigungsverfahren als Großverfahren eingeleitet; Antragstellerin ist die OMV Downstream GmbH, die Unterlagen lagen von 12. Dezember 2024 bis 23. Jänner 2025 in den Standortgemeinden auf. Betroffen sind unter anderem Schwechat, Rauchenwarth, Schwadorf, Enzersdorf an der Fischa, Trautmannsdorf an der Leitha und Bruck an der Leitha. Die Trasse basiert auf der projektierten, aber nie ausgeführten Bratislava-Schwechat-Pipeline.

Die technischen Eckdaten aus der OMV-Ausschreibung zeigen den eigentlichen Baucharakter: eine Leitung der Dimension DN 400, Druckstufe PN 64, rund 23.000 Meter Länge. Auf halber Strecke ist bei Enzersdorf an der Fischa eine Schieberstation vorgesehen, an den Endpunkten je eine Molchstation auf OMV-Betriebsgeländen. Die Trasse quert unter anderem die Bahntrasse der S7, die Bundesstraßen B10 und B60, mehrere Landesstraßen sowie den Fluss Fischa – teils in offener, teils in geschlossener Bauweise mit Durchpressungen, Horizontalbohrungen (HDD) oder Microtunneling. Dazu kommen Spezialtiefbau, Stationsbau, EMSR-Technik, Vermessung, Wasserhaltung und Rekultivierung sowie die Einbindung eines Leitungsabschnitts in der Raffinerie Schwechat auf einer bestehenden Rohrbrücke. Der ausgeschriebene Ausführungszeitraum für die Pipelineerrichtung reicht von Q3 2025 bis Q4 2026.

Die folgenden Punkte sind keine projektspezifischen Aussagen zu unveröffentlichten Details in Bruck, sondern Herausforderungen, die bei großen Wasserstoff- und Elektrolyseanlagen typischerweise eine Rolle spielen.

Erstens ist eine Elektrolyseanlage ein Bauwerk für schwere und sicherheitskritische Technik. Transformatoren, Gleichrichter, Verdichter, Elektrolyse-Module, Wasseraufbereitung, Kühlung und Rohrleitungen brauchen tragfähige Fundamente, definierte Aufstellflächen, Medienkanäle und präzise Schnittstellen. Die modulare Bauweise erleichtert die Montage, verlagert aber einen Teil der Anforderungen in eine exakte Abstimmung von Bau, Logistik und Anlagenintegration.

Zweitens ist Wasserstoff sicherheitstechnisch anspruchsvoll. Explosionsschutz, geeignete elektrische Ausrüstung, Erdung, Lüftung und die Trennung klassifizierter von nicht klassifizierten Bereichen sind zentrale Themen; elektrische Komponenten müssen entsprechend der jeweiligen Ex-Zonen ausgelegt werden. Das prägt nicht nur die Anlagentechnik, sondern auch die bauliche Gestaltung von Gebäuden und Flächen.

Drittens ist die Genehmigungs- und Nachweisführung komplex. Für Wasserstoffanlagen kommen Fragen der Umweltverträglichkeit, Raumordnung, technischer Standards und Anlagengenehmigung zusammen; je nach Anlage spielen Design Reviews, HAZOP-Studien, Druckgeräte-Anforderungen und Explosionsschutznachweise eine Rolle.

Viertens ist die Pipeline baulich heikel. Geschlossene Querungen von Verkehrswegen und Gewässern reduzieren Eingriffe an sensiblen Punkten, erhöhen aber die Anforderungen an Baugrund, Vermessung, Wasserhaltung, Logistik und Qualitätssicherung.

Fünftens kommt das Bauen in bestehender Industrieinfrastruktur hinzu. Dass der Leitungsabschnitt in der Raffinerie laut Ausschreibung auf einer bestehenden Rohrbrücke montiert werden soll, spricht für enge Schnittstellen zu vorhandenen Anlagen, Sicherheitsregeln und Betriebsabläufen.

Österreich hat sich in seiner Wasserstoffstrategie vorgenommen, bis 2030 rund 1 Gigawatt Elektrolysekapazität für erneuerbaren Wasserstoff aufzubauen. Das Ziel ist klar umrissen: Mit dieser Leistung soll ein großer Teil des heimischen Bedarfs an grauem, fossil erzeugtem Wasserstoff – rund 116.000 Tonnen pro Jahr – durch grünen Wasserstoff ersetzt werden, vor allem in der Industrie und dort, wo eine direkte Elektrifizierung schwierig ist.

Vor diesem Hintergrund ist Bruck an der Leitha ein Schlüsselprojekt: 140 Megawatt entsprechen allein rund 14 Prozent des 1-Gigawatt-Ziels. Gleichzeitig macht die HyPA-Zahl von 35,2 Megawatt installierter Leistung schonungslos deutlich, wie groß der Abstand zwischen Anspruch und Realität noch ist. Selbst mit der OMV-Anlage läge Österreich Ende 2027 erst bei einem Bruchteil des für 2030 angepeilten Gigawatts.

Die OMV-Anlage passt dabei exakt in die Logik der Strategie: Es geht nicht um Wasserstoff für Pkw oder die breite Energieversorgung, sondern um industriellen Wasserstoff als Rohstoff für eine Raffinerie. Genau dort, wo Wasserstoff seinen sinnvollsten Einsatz hat, wird er auch produziert.

International ist Bruck mit 140 MW groß, aber nicht Spitzenreiter. Die derzeit größten europäischen Projekte, die eine Investitionsentscheidung erreicht haben, liegen bei rund 200 MW – etwa Shells Holland Hydrogen I und Air Liquides ELYgator im Hafen Rotterdam sowie Normand'Hy in Nordfrankreich. Auffällig ist das gemeinsame Muster: Alle versorgen Industrie- und Raffineriestandorte, alle hängen an eigener Hochspannungs- und Pipelineinfrastruktur. Für Österreich bedeutet Bruck den Sprung von Demonstrations- und Einstiegsanlagen in den industriellen Maßstab.

Den Sprung von der Ankündigung zur konkreten Umsetzung markiert die Finanzierung. Am 7. Jänner 2026 unterzeichneten OMV und die Förderbank Austria Wirtschaftsservice (aws) einen Fördervertrag, der eine Produktionsförderung von bis zu 123 Millionen Euro sicherstellt. Zuvor war das Projekt von der Europäischen Wasserstoffbank (European Hydrogen Bank) positiv bewertet und zur Förderung empfohlen worden; die aws fungiert dabei als nationale Abwicklungsstelle.

Das Vorhaben ist eines von vier Schlüsselprojekten, die das Wirtschaftsministerium im Oktober 2025 im Rahmen des Wasserstoffförderungsgesetzes mit insgesamt 274,8 Millionen Euro unterstützte. Von den verfügbaren 400 Millionen Euro konnte jedoch nicht alles vergeben werden, weil nicht genügend förderfähige Projekte eingereicht wurden.

Hinzu kommt internationales Kapital. Bereits im November 2025 unterzeichneten OMV und das auf saubere Energie spezialisierte Unternehmen Masdar aus Abu Dhabi eine Vereinbarung zur Gründung eines Joint Ventures für Finanzierung, Errichtung und Betrieb der Anlage. OMV soll 51 Prozent halten, Masdar 49 Prozent. Der Abschluss des Joint Ventures wurde für Anfang 2026 erwartet, stand zuletzt aber noch unter dem Vorbehalt finaler Unterlagen sowie der Zustimmung von Anteilseignern und Behörden – eine offiziell bestätigte Schließung ist bislang nicht erfolgt.

So konkret das Projekt ist, so wenig sollte man es überhöhen. Bruck an der Leitha ist ein echtes Dekarbonisierungsvorhaben – aber es steht in einem Konzern, der weiterhin stark in Öl, Gas und Chemie verankert ist. Die Anlage senkt die direkten Emissionen einer Raffinerie, die fossile Kraftstoffe produziert; sie macht den Betrieb sauberer, nicht fossilfrei.

Dazu kommt eine konzernstrategische Entwicklung: Bei seinem Capital Markets Update im Oktober 2025 hat OMV die durchschnittlichen organischen Investitionen für 2026 bis 2030 auf rund 2,8 Milliarden Euro pro Jahr gesenkt. Der Anteil, der in nachhaltige Projekte fließt, sinkt dabei von zuvor angepeilten 40 bis 50 Prozent auf rund 30 Prozent. OMV verschiebt bestimmte nachhaltige Projekte ausdrücklich auf die Zeit nach 2030, „um Risiko und Chance auszubalancieren". Der Konzern drosselt also das Tempo seiner grünen Investitionen insgesamt.

Während OMV bei nachhaltigen Investitionen vorsichtiger wird, gehört Bruck an der Leitha zu jenen Projekten, die tatsächlich gebaut werden – mit öffentlicher Förderung, internationalem Kapital und konkreter Bauausführung. Das Vorhaben ist damit weniger ein Beleg für einen umfassenden grünen Schwenk als ein gezielt gesetzter, geförderter Leuchtturm in einer ansonsten gebremsten Transformationsbewegung.

Hinzu kommt eine grundsätzliche Realität des Wasserstoffhochlaufs: Grüner Wasserstoff bleibt vorerst knapp, teuer und stark förderabhängig. Dass von 400 Millionen Euro nationaler Förderung nicht alles abgerufen werden konnte, zeigt, wie wenige Projekte die Reife für eine Umsetzung erreichen. Bruck an der Leitha ist eine Ausnahme – und genau das macht das Projekt zum Gradmesser.

Das Wasserstoffprojekt wurde unter Vorstandschef Alfred Stern angeschoben, der die Transformation des Konzerns vom klassischen Öl- und Gasgeschäft mit vorangetrieben hat. Stern beendet sein Mandat planmäßig Ende August 2026. Seine Nachfolge wurde im April 2026 geklärt: Die bisherige BP-Managerin Emma Delaney übernimmt ab 1. September 2026 als erste Frau an der Spitze des Konzerns.

Damit fällt die entscheidende Bau- und Inbetriebnahmephase der Anlage in die Ära Delaney. Bruck an der Leitha ist somit ein Projekt, das unter Stern geplant, aber unter neuer Führung geliefert werden muss – ein früher, sichtbarer Prüfstein für die Kontinuität der OMV-Transformationsstrategie.

Bruck an der Leitha ist mehr als eine einzelne Anlage. Mit 140 Megawatt wird hier zum ersten Mal sichtbar, ob aus Österreichs Wasserstoffstrategie tatsächlich Industrieinfrastruktur entsteht. Die Baustelle verbindet drei Ebenen: einen Hightech-Industriebau durch STRABAG und Siemens Energy, ein Dekarbonisierungsprojekt für die Raffinerie Schwechat und die strategische Frage, wie Österreich dem 1-Gigawatt-Ziel bis 2030 näherkommt.

Die nüchterne Bilanz: Das Projekt ist ein großer, realer Schritt – aber kein Selbstläufer und keine Trendwende. Es zeigt, wie abhängig der Wasserstoffhochlauf von Förderungen, internationalen Partnern und industriellen Großabnehmern bleibt. Wenn Ende 2027 in Bruck an der Leitha tatsächlich grüner Wasserstoff Richtung Schwechat fließt, ist das ein Beweis, dass es geht. Bis dahin bleibt die größte Elektrolysebaustelle des Landes vor allem eines: ein Versprechen, das gebaut werden muss.