Ergänzende Informationen zu Öl- und Gasreserven (ungeprüft)
Die folgenden Tabellen stellen Zusatzinformationen hinsichtlich der Öl- und Gasaktivitäten des Konzerns dar. Da dieser Themenbereich unter IFRS nicht detailliert geregelt ist, hat der Konzern beschlossen, jene Daten freiwillig zu veröffentlichen, die gemäß der ASC 932 erforderlich wären, würde nach US GAAP berichtet werden.
Sofern sich die nachfolgenden Zusatzangaben auf Jahresabschlussinformationen beziehen, beruhen diese auf den Daten des IFRS Konzernabschlusses.
Die regionale Aufteilung wird nachfolgend beschrieben*Die Regionen ‚Mittel- und Osteuropa‘ (beinhaltet Rumänien und Schwarzes Meer sowie Österreich) und ‚Asien-Pazifik‘ (beinhaltet Neuseeland und Australien sowie Malaysia) laut Lagebericht werden für diese Angabe weiter untergliedert, um die Informationen detaillierter darzustellen.:
Rumänien und Schwarzes Meer
Bulgarien, Kasachstan (bis Mai 2021) und Rumänien
Österreich
Österreich
Russland
Russland
Nordsee
Norwegen
Mittlerer Osten und Afrika
Iran (Evaluierung ausgesetzt), Region Kurdistan im Irak, Libyen, Tunesien, Vereinigte Arabische Emirate, Jemen, Madagaskar (bis 2019)
Neuseeland und Australien
Australien und Neuseeland
Malaysia
SapuraOMV*Beinhaltet nicht nur Malaysia, sondern auch die Tochtergesellschaften der SapuraOMV in Neuseeland, Australien und Mexiko.
Akquisitionen
Es gab keine wesentlichen Akquisitionen in den Jahren 2021 und 2020.
Am 31. Januar 2019 erwarb die OMV einen 50%-Anteil am begebenen Aktienkapital der SapuraOMV Upstream Sdn. Bhd. Da die OMV die Entscheidungsgewalt über die relevanten Tätigkeiten besitzt, werden die neugegründete Gesellschaft sowie ihre Tochtergesellschaften per Vollkonsolidierung in den OMV Konzernabschluss einbezogen. Neben einer zukünftig steigenden Tagesproduktion in malaysischen Offshore-Gasfeldern, gewährt diese Transaktion der OMV Zugang zu Explorationsblöcken in Neuseeland, Australien und Mexiko. SapuraOMV Upstream Sdn.Bhd. und ihre Tochtergesellschaften werden in den nachfolgenden Tabellen in der Region Malaysia gezeigt.
Veräußerungen
Am 14. Mai 2021 hat die OMV Petrom den Verkauf ihrer 100%-Anteile an der Kom-Munai LLP und der Tasbulat Oil Corporation LLP (beide mit Sitz in Aktau, Kasachstan) abgeschlossen.
Am 1. August 2021 schloss die SapuraOMV Upstream Sdn. Bhd. den Verkauf ihrer Anteile an der SapuraOMV Upstream (PM) Inc. ab, die Anteile an vor der malaysischen Halbinsel produzierenden Vermögenswerten gehalten hat.
Es gab keine wesentlichen Veräußerungen in den Jahren 2020 und 2019.
Nicht beherrschende Anteile
Da die OMV 51% an OMV Petrom hält, ist diese vollkonsolidiert; es sind daher 100% der OMV Petrom Vermögenswerte und Ergebnisse enthalten.
Die OMV hält eine 50% Beteiligung an SapuraOMV, die vollkonsolidiert ist. Die Zahlen beinhalten daher 100% der Vermögenswerte und Ergebnisse der SapuraOMV.
At-equity bewertete Beteiligungen
Die OMV hält 10% an Pearl Petroleum Company Limited (Region Mittlerer Osten und Afrika).
Die OMV hat 24,99%-Anteile an OJSC Severneftegazprom (Region Russland).
Die nachfolgenden Angaben zu den at-equity bewerteten Beteiligungen entsprechen dem OMV Anteil an den Unternehmen.
Die nachfolgenden Darstellungen können Rundungsdifferenzen enthalten.
Die aktivierten Kosten umfassen die Summe des aktivierten Öl- und Gasvermögens einschließlich sonstiges immaterielles Vermögen und Sachanlagen wie Grundvermögen, Betriebs- und Geschäftsausstattung, Konzessionen, Lizenzen und Rechte.
Die Kosten der Periode umfassen alle Kosten, die im Zusammenhang mit der Anschaffung, Exploration und Entwicklung von Öl- und Gasvorkommen anfallen, unabhängig davon, ob diese Kosten aktiviert werden oder Aufwand der laufenden Periode sind.
Die folgenden Tabellen stellen Erträge und Aufwendungen dar, die direkt im Zusammenhang mit der Öl- und Gasproduktion der OMV anfallen. Das Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion entspricht nicht dem Ergebnis des Exploration & Production Bereichs, da Zinsen, allgemeine Verwaltungskosten und andere Aufwendungen nicht enthalten sind. Die Ertragsteuer wird nach Berücksichtigung von Investitionsbegünstigungen und Verlustvorträgen und unter Anwendung des lokalen Steuersatzes hypothetisch errechnet.
Sichere Reserven sind jene Mengen an Erdöl und -gas, für welche durch Analysen von geologischen und technischen Daten mit begründeter Sicherheit beurteilt werden kann, dass sie aus bekannten Lagerstätten unter gegenwärtigen wirtschaftlichen, produktionstechnischen und regulatorischen Bedingungen in der Zukunft und innerhalb der Konzessionsdauer – außer die Verlängerung der Konzession ist sicher – wirtschaftlich gefördert werden können. Die sicheren Reserven werden auf Basis eines 12-Monats-Durchschnittspreises ermittelt, es sei denn, die Preise sind vertraglich festgelegt.
Sichere, entwickelte Reserven sind jene Reserven, die voraussichtlich mittels bestehenden Bohrungen mit bestehenden Ausrüstungen und Verfahren, oder wenn die Kosten der benötigten Ausrüstung relativ gering verglichen mit den Kosten einer neuen Bohrung sind, gefördert werden können. Weiters ist von sicheren entwickelten Reserven auszugehen, falls sichere Reserven voraussichtlich durch bereits vorhandene und zurzeit in Betrieb befindlicher Förderanlagen und -infrastruktur gefördert werden können. Es sollte sichergestellt sein, dass die benötigten zukünftigen Aufwendungen zur Sicherstellung der bestehenden Ausrüstungen innerhalb des aktuellen Budgets geleistet werden.
Sichere, nicht entwickelte Reserven sind jene sicheren Reserven, die voraussichtlich aus neuen Bohrungen in Gebieten, in denen noch keine Bohrungen stattgefunden haben oder aus bestehenden Bohrungen, die zur Rekomplettierung eine verhältnismäßig hohe Aufwendung oder substanzielle neue Investition benötigen, um den Zustand alternder Einrichtungen zu gewährleisten oder diese zu ersetzen, gefördert werden können.
Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – Tochterunternehmen
1. Jänner 2019
1.124,7
196,8
—
429,4
55,5
235,6
—
2.041,9
Revision früherer Schätzungen
58,2
10,1
—
76,0
9,6
145,4
—
299,3
Erwerb von Reserven
—
—
—
—
—
—
351,2
351,2
Verkauf
–6,3
—
—
—
—
—
—
–6,3
Erweiterungen und Neufunde
2,2
—
—
7,4
—
—
—
9,5
Produktion
–158,0
–29,2
—
–90,0
–3,2
–65,2
–15,5
–360,9
31. Dezember 20191
1.020,7
177,8
—
422,8
61,9
315,8
335,7
2.334,7
Revision früherer Schätzungen
61,3
2,5
—
58,3
27,5
–62,8
93,9
180,7
Erwerb von Reserven
—
—
—
—
—
—
—
—
Verkauf
—
—
—
—
—
—
—
—
Erweiterungen und Neufunde
7,2
—
—
—
—
—
—
7,2
Produktion
–148,6
–24,9
—
–97,5
–7,0
–57,7
–53,3
–389,0
31. Dezember 20201
940,7
155,3
—
383,6
82,4
195,3
376,3
2.133,6
Revision früherer Schätzungen
76,2
17,7
—
7,8
80,7
115,3
212,0
509,6
Erwerb von Reserven
—
—
—
—
—
—
—
—
Verkauf
–22,3
—
—
—
—
—
–9,1
–31,5
Erweiterungen und Neufunde
1,5
—
—
—
—
15,4
—
17,0
Produktion
–130,6
–20,6
—
–102,3
–17,3
–51,8
–64,5
–387,0
31. Dezember 20211
865,5
152,4
—
289,2
145,8
274,2
514,7
2.241,7
Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen
31. Dezember 2019
—
—
1.376,8
—
277,3
—
—
1.654,1
31. Dezember 2020
—
—
1.321,0
—
383,8
—
—
1.704,8
31. Dezember 2021
—
—
1.167,1
—
369,2
—
—
1.536,4
Sichere, entwickelte Reserven – Tochterunternehmen
31. Dezember 2019
923,0
110,2
—
407,8
57,4
203,2
124,0
1.825,5
31. Dezember 2020
851,9
76,1
—
335,7
55,2
143,5
376,3
1.838,7
31. Dezember 2021
779,5
84,0
—
287,0
62,5
115,4
291,9
1.620,2
Sichere, entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen
31. Dezember 2019
—
—
880,2
—
262,9
—
—
1.143,1
31. Dezember 2020
—
—
1.003,1
—
293,5
—
—
1.296,6
31. Dezember 2021
—
—
1.090,7
—
278,9
—
—
1.369,7
1
2021: Inklusive rund 67,6 bcf an Kissengas in Gasspeicherreservoirs 2020: Inklusive rund 67,6 bcf an Kissengas in Gasspeicherreservoirs 2019: Inklusive rund 67,6 bcf an Kissengas in Gasspeicherreservoirs
Die zukünftige Netto-Cashflow-Information wird unter der Annahme erstellt, dass die vorherrschenden wirtschaftlichen und operativen Rahmenbedingungen über die Produktionsdauer der sicheren Reserven bestehen bleiben. Weder zukünftige Veränderungen der Preise, noch Fortschritte in der Technologie oder Veränderungen der operativen Bedingungen werden berücksichtigt.
Der zukünftige Cash-Inflow beinhaltet die Erlöse aus dem Verkauf der Produktionsmengen, inklusive Kissengas in Gasspeicherreservoirs, unter der Annahme, dass die zukünftige Produktion zu jenen Preisen verkauft wird, welche zur Schätzung der sicheren Reserven zu den Jahresend-Mengen dieser Reserven verwendet werden (12-Monats-Durchschnittspreis). Die zukünftigen Produktionskosten umfassen Ausgaben für die Förderung sicherer Reserven sowie entsprechende Steuern ohne Berücksichtigung der Inflation. In den zukünftigen Rekultivierungsausgaben sind die Kosten der Rekultivierung von Sonden und Produktionsanlagen enthalten. Die zukünftigen Entwicklungsausgaben umfassen die geschätzten Kosten für Entwicklungsbohrungen und Produktionsanlagen. Allen drei Bereichen liegt die Annahme zugrunde, dass das Kostenniveau zum Bilanzstichtag ohne Berücksichtigung der Inflation beibehalten wird. Die zukünftigen Steuerzahlungen werden unter Verwendung des Steuersatzes jenes Landes berechnet, in dem die OMV tätig ist. Der Barwert ergibt sich aus der Diskontierung des zukünftigen Netto-Cashflows mit einem Diskontfaktor von 10% pro Jahr. Die standardisierte Ermittlung stellt keine Schätzung des beizulegenden Zeitwertes der sicheren Reserven im Konzern dar. Eine Schätzung des beizulegenden Zeitwertes würde neben vielen anderen Faktoren auch die Gewinnungsmöglichkeit von Reserven, die über die Menge der sicheren Reserven hinausgeht, und voraussichtliche Veränderungen in den zukünftigen Preisen und Kosten sowie einen dem Risiko der Öl- und Gasproduktion entsprechenden Diskontierungssatz berücksichtigen.