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 Zusatzangaben beziehen sich auf den Geschäftsbereich Exploration & Production (E&P) mit Ausnahme der Bereiche Gasversorgung, Marketing, Handel und Logistik in Westeuropa. Weitere Informationen zu den Geschäftsbereichen der OMV können der Anhangangabe 4 – Segmentberichterstattung – entnommen werden.
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 (bis Februar 2022)
Nordsee
Norwegen
Mittlerer Osten und Afrika
Iran (Evaluierung ausgesetzt), Region Kurdistan im Irak, Libyen, Tunesien, Vereinigte Arabische Emirate, Jemen
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 2022, 2021 und 2020.
Veräußerungen & Entkonsolidierung
Seit 1. März 2022 hat die OMV die Vollkonsolidierung von JSC GAZPROM YRGM Development, aufgrund des Verlusts der Beherrschung, der Russland-Ukraine-Krise folgend, beendet. Weitere Details sind der Anhangangabe 2 – Bilanzierungsgrundsätze, Ermessensentscheidungen und Schätzungen, Abschnitt „Auswirkungen des Angriffs Russlands auf die Ukraine und damit in Zusammenhang stehende wesentliche Schätzungen und Annahmen“ zu entnehmen.
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.
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.
Es gab keine wesentlichen Veräußerungen in 2020.
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).
Seit 1. März 2022 hat die OMV die at-equity-Bilanzierung der OJSC Severneftegazprom (Region Russland), an der sie 24,99% hält, aufgrund des Verlusts des maßgeblichen Einflusses, der Russland-Ukraine-Krise folgend, beendet. Weitere Details sind der Anhangangabe 2 – Bilanzierungsgrundsätze, Ermessensentscheidungen und Schätzungen, Abschnitt „Auswirkungen des Angriffs Russlands auf die Ukraine und damit in Zusammenhang stehende wesentliche Schätzungen und Annahmen“ zu entnehmen.
Die nachfolgenden Angaben zu den at-equity bewerteten Beteiligungen entsprechen dem OMV Anteil an den Unternehmen.
Die nachfolgenden Darstellungen können Rundungsdifferenzen enthalten.
Tabellen
a) Aktivierte Kosten
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.
In EUR Mio |
|
|
|
|
2022 |
2021 |
2020 |
---|---|---|---|
Öl- und Gasvermögen ohne sichere Reserven |
1.811 |
2.137 |
2.461 |
Öl- und Gasvermögen mit sicheren Reserven |
28.240 |
27.611 |
26.988 |
Gesamt |
30.051 |
29.749 |
29.449 |
Kumulierte Abschreibung |
–19.411 |
–18.136 |
–17.117 |
Aktivierte Kosten (abzüglich Abschreibung) |
10.640 |
11.613 |
12.333 |
In EUR Mio |
|
|
|
|
2022 |
2021 |
2020 |
---|---|---|---|
Öl- und Gasvermögen ohne sichere Reserven |
151 |
164 |
154 |
Öl- und Gasvermögen mit sicheren Reserven |
292 |
477 |
346 |
Gesamt |
443 |
641 |
501 |
Kumulierte Abschreibung |
–76 |
–99 |
–76 |
Aktivierte Kosten (abzüglich Abschreibung) |
367 |
542 |
424 |
b) Kosten der Periode
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.
In EUR Mio |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Rumänien und schwarzes Meer |
Österreich |
Russland |
Nordsee |
Mittlerer Osten und Afrika |
Neuseeland und Australien |
Malaysia |
Gesamt |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2022 |
|||||||
Tochterunternehmen |
|
|
|
|
|
|
|
|
Anschaffungskosten für sichere Reserven |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
Anschaffungskosten für nicht sichere Reserven |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
Explorationskosten |
35 |
24 |
— |
59 |
10 |
26 |
48 |
202 |
Entwicklungskosten |
327 |
21 |
— |
159 |
171 |
188 |
102 |
969 |
Kosten der Periode |
362 |
45 |
— |
219 |
181 |
214 |
150 |
1.171 |
At-equity bewertete Beteiligungen |
— |
— |
2 |
— |
27 |
— |
— |
29 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2021 |
|||||||
Tochterunternehmen |
|
|
|
|
|
|
|
|
Anschaffungskosten für sichere Reserven |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
Anschaffungskosten für nicht sichere Reserven |
1 |
— |
— |
0 |
— |
— |
1 |
3 |
Explorationskosten |
41 |
6 |
— |
81 |
25 |
26 |
30 |
210 |
Entwicklungskosten |
265 |
38 |
— |
243 |
165 |
102 |
39 |
852 |
Kosten der Periode |
307 |
44 |
— |
324 |
191 |
128 |
70 |
1.065 |
At-equity bewertete Beteiligungen |
— |
— |
62 |
— |
21 |
— |
— |
83 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2020 |
|||||||
Tochterunternehmen |
|
|
|
|
|
|
|
|
Anschaffungskosten für sichere Reserven |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
Anschaffungskosten für nicht sichere Reserven |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
Explorationskosten |
51 |
25 |
— |
55 |
17 |
46 |
32 |
227 |
Entwicklungslosten |
330 |
20 |
— |
187 |
163 |
60 |
19 |
778 |
Kosten der Periode |
380 |
45 |
— |
242 |
180 |
106 |
51 |
1.005 |
At-equity bewertete Beteiligungen |
— |
— |
55 |
— |
7 |
— |
— |
62 |
c) Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion
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, andere Aufwendungen und die Bereiche Gasversorgung, Marketing, Handel und Logistik in Westeuropa nicht enthalten sind. Weitere Informationen zu den Geschäftsbereichen der OMV können der Anhangangabe 4 – Segmentberichterstattung – entnommen werden. Die Ertragsteuer wird nach Berücksichtigung von Investitionsbegünstigungen und Verlustvorträgen und unter Anwendung des lokalen Steuersatzes hypothetisch errechnet.
In EUR Mio |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
Rumänien und schwarzes Meer |
Österreich |
Russland |
Nordsee |
Mittlerer Osten und Afrika |
Neuseeland und Australien |
Malaysia |
Gesamt |
||||||||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
2022 |
|||||||||||||||
Tochterunternehmen |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
Umsatz mit Dritten1 |
5 |
–32 |
206 |
1.394 |
931 |
225 |
302 |
3.032 |
||||||||
Konzerninterner Umsatz |
3.281 |
959 |
— |
3.530 |
1.927 |
236 |
— |
9.933 |
||||||||
|
3.286 |
927 |
206 |
4.924 |
2.858 |
461 |
302 |
12.965 |
||||||||
Produktionsaufwand |
–512 |
–91 |
— |
–183 |
–183 |
–87 |
–16 |
–1.071 |
||||||||
Förderzinsabgaben |
–1.102 |
–182 |
— |
— |
–312 |
–46 |
–21 |
–1.663 |
||||||||
Explorationsaufwand2 |
–28 |
–12 |
— |
–118 |
2 |
–53 |
–41 |
–250 |
||||||||
Abschreibungen, Wertminderungen und Wertaufholungen |
–845 |
–43 |
–12 |
–416 |
–424 |
46 |
–91 |
–1.785 |
||||||||
Sonstige Kosten3 |
–65 |
–15 |
–60 |
–131 |
–64 |
–2 |
–22 |
–359 |
||||||||
|
–2.552 |
–344 |
–72 |
–848 |
–980 |
–142 |
–191 |
–5.128 |
||||||||
Ergebnis vor Steuern |
734 |
583 |
135 |
4.077 |
1.878 |
319 |
111 |
7.837 |
||||||||
Ertragsteuern4 |
–121 |
–229 |
–28 |
–3.274 |
–1.553 |
–83 |
–34 |
–5.322 |
||||||||
Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion |
613 |
354 |
107 |
803 |
325 |
237 |
77 |
2.516 |
||||||||
Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen |
— |
— |
3 |
— |
56 |
— |
— |
59 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
2021 |
|||||||||||||||
Tochterunternehmen |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
Umsatz mit Dritten1 |
22 |
–649 |
562 |
876 |
556 |
279 |
239 |
1.884 |
||||||||
Konzerninterner Umsatz |
1.845 |
432 |
— |
1.345 |
1.018 |
122 |
— |
4.762 |
||||||||
|
1.868 |
–218 |
562 |
2.221 |
1.574 |
400 |
239 |
6.646 |
||||||||
Produktionsaufwand |
–477 |
–78 |
— |
–144 |
–146 |
–81 |
–24 |
–950 |
||||||||
Förderzinsabgaben |
–404 |
–66 |
— |
— |
–135 |
–39 |
–13 |
–658 |
||||||||
Explorationsaufwand2 |
–43 |
–5 |
— |
–108 |
–43 |
–18 |
–65 |
–281 |
||||||||
Abschreibungen, Wertminderungen und Wertaufholungen |
–499 |
–102 |
–70 |
–381 |
–246 |
–127 |
–101 |
–1.526 |
||||||||
Sonstige Kosten3 |
–70 |
–14 |
–329 |
–132 |
–25 |
–5 |
–21 |
–597 |
||||||||
|
–1.493 |
–265 |
–399 |
–766 |
–596 |
–270 |
–223 |
–4.012 |
||||||||
Ergebnis vor Steuern |
375 |
–483 |
163 |
1.455 |
979 |
130 |
15 |
2.635 |
||||||||
Ertragsteuern4 |
–59 |
121 |
–27 |
–981 |
–750 |
–38 |
–6 |
–1.740 |
||||||||
Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion |
316 |
–362 |
135 |
475 |
229 |
92 |
10 |
895 |
||||||||
Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen |
— |
— |
24 |
— |
31 |
— |
— |
55 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
2020 |
|||||||||||||||
Tochterunternehmen |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
Umsatz mit Dritten1 |
57 |
–25 |
389 |
569 |
102 |
228 |
209 |
1.529 |
||||||||
Konzerninterner Umsatz |
1.203 |
186 |
— |
269 |
365 |
102 |
— |
2.125 |
||||||||
|
1.260 |
161 |
389 |
838 |
467 |
330 |
209 |
3.654 |
||||||||
Produktionsaufwand |
–472 |
–77 |
— |
–144 |
–125 |
–77 |
–24 |
–920 |
||||||||
Förderzinsabgaben |
–180 |
–40 |
— |
— |
–67 |
–34 |
–4 |
–325 |
||||||||
Explorationsaufwand2 |
–179 |
–96 |
— |
–56 |
–298 |
–201 |
–67 |
–896 |
||||||||
Abschreibungen, Wertminderungen und Wertaufholungen |
–538 |
–223 |
–74 |
–309 |
–226 |
–384 |
–126 |
–1.880 |
||||||||
Sonstige Kosten3 |
–63 |
–16 |
–343 |
–135 |
–14 |
–23 |
–26 |
–619 |
||||||||
|
–1.432 |
–452 |
–417 |
–644 |
–730 |
–719 |
–246 |
–4.641 |
||||||||
Ergebnis vor Steuern |
–172 |
–291 |
–28 |
194 |
–263 |
–389 |
–38 |
–987 |
||||||||
Ertragsteuern4 |
25 |
107 |
5 |
–122 |
118 |
107 |
–16 |
224 |
||||||||
Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion |
–148 |
–184 |
–23 |
72 |
–145 |
–282 |
–53 |
–763 |
||||||||
Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen |
— |
— |
15 |
— |
16 |
— |
— |
31 |
||||||||
|
d) Öl- und Gasreserven
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.
in Mio bbl |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Rumänien und Schwarzes Meer |
Österreich |
Russland |
Nordsee |
Mittlerer Osten und Afrika |
Neuseeland und Australien |
Malaysia |
Gesamt |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|
||||||||
Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – Tochterunternehmen |
||||||||
1. Jänner 2020 |
315,2 |
35,2 |
— |
51,1 |
213,2 |
11,6 |
7,4 |
633,7 |
Revision früherer Schätzungen |
8,6 |
2,7 |
— |
8,5 |
69,7 |
0,2 |
1,0 |
90,7 |
Erwerb von Reserven |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
Verkauf von Reserven |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
Erweiterungen und Neufunde |
0,5 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
0,5 |
Produktion |
–25,5 |
–3,8 |
— |
–15,1 |
–12,8 |
–3,8 |
–2,7 |
–63,7 |
31. Dezember 2020 |
298,8 |
34,0 |
— |
44,5 |
270,2 |
8,0 |
5,7 |
661,2 |
Revision früherer Schätzungen |
4,2 |
1,0 |
— |
17,2 |
30,3 |
7,6 |
4,9 |
65,2 |
Erwerb von Reserven |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
Verkauf von Reserven |
–21,4 |
— |
— |
— |
— |
— |
–2,4 |
–23,8 |
Erweiterungen und Neufunde |
0,3 |
— |
— |
— |
— |
0,8 |
— |
1,0 |
Produktion |
–23,0 |
–3,6 |
— |
–15,3 |
–24,8 |
–3,5 |
–1,7 |
–71,9 |
31. Dezember 2021 |
258,8 |
31,4 |
— |
46,4 |
275,7 |
12,9 |
6,5 |
631,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Revision früherer Schätzungen |
–8,4 |
1,9 |
— |
15,8 |
32,3 |
1,1 |
0,4 |
43,1 |
Erwerb von Reserven |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
Verkauf von Reserven |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
Erweiterungen und Neufunde |
0,1 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
0,1 |
Produktion |
–20,9 |
–3,3 |
— |
–14,7 |
–27,3 |
–3,0 |
–0,6 |
–69,9 |
31. Dezember 2022 |
229,6 |
30,0 |
— |
47,6 |
280,6 |
11,0 |
6,2 |
605,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen |
||||||||
31. Dezember 2020 |
— |
— |
— |
— |
18,4 |
— |
— |
18,4 |
31. Dezember 2021 |
— |
— |
— |
— |
17,5 |
— |
— |
17,5 |
31. Dezember 2022 |
— |
— |
— |
— |
16,0 |
— |
— |
16,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Sichere, entwicklelte Reserven – Tochterunternehmen |
||||||||
31. Dezember 2020 |
273,1 |
33,9 |
— |
32,7 |
172,7 |
5,6 |
5,7 |
523,8 |
31. Dezember 2021 |
234,2 |
31,4 |
— |
40,7 |
189,2 |
6,0 |
1,6 |
503,2 |
31. Dezember 2022 |
206,6 |
30,0 |
— |
39,4 |
234,5 |
9,2 |
1,7 |
521,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Sichere, entwicklelte Reserven – at-equity bewertete Beteiligungen |
||||||||
31. Dezember 2020 |
— |
— |
— |
— |
15,7 |
— |
— |
15,7 |
31. Dezember 2021 |
— |
— |
— |
— |
14,7 |
— |
— |
14,7 |
31. Dezember 2022 |
— |
— |
— |
— |
15,4 |
— |
— |
15,4 |
in Mio bcf |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Rumänien und Schwarzes Meer |
Österreich |
Russland |
Nordsee |
Mittlerer Osten und Afrika |
Neuseeland und Australien |
Malaysia |
Gesamt |
||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – Tochterunternehmen |
||||||||||
1. Jänner 2020 |
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 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Revision früherer Schätzungen |
68,1 |
15,2 |
— |
144,4 |
–1,3 |
9,0 |
–7,9 |
227,6 |
||
Erwerb von Reserven |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
||
Verkauf |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
||
Erweiterungen und Neufunde |
1,6 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
1,6 |
||
Produktion |
–122,0 |
–19,7 |
— |
–102,2 |
–14,7 |
–47,1 |
–60,0 |
–365,6 |
||
31. Dezember 20221 |
813,2 |
147,9 |
— |
331,4 |
129,8 |
236,1 |
446,8 |
2.105,2 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen |
||||||||||
31. Dezember 2020 |
— |
— |
1.321,0 |
— |
383,8 |
— |
— |
1.704,8 |
||
31. Dezember 2021 |
— |
— |
1.167,1 |
— |
369,2 |
— |
— |
1.536,4 |
||
31. Dezember 2022 |
— |
— |
— |
— |
303,6 |
— |
— |
303,6 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Sichere, entwickelte Reserven – Tochterunternehmen |
||||||||||
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 |
||
31. Dezember 2022 |
723,4 |
80,3 |
— |
290,8 |
39,9 |
195,9 |
228,9 |
1.559,1 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Sichere, entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen |
||||||||||
31. Dezember 2020 |
— |
— |
1.003,1 |
— |
293,5 |
— |
— |
1.296,6 |
||
31. Dezember 2021 |
— |
— |
1.090,7 |
— |
278,9 |
— |
— |
1.369,7 |
||
31. Dezember 2022 |
— |
— |
— |
— |
288,3 |
— |
— |
288,3 |
||
|
e) Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows
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 geschätzte Ausgaben für die Förderung sicherer Reserven sowie entsprechende Steuern ohne Berücksichtigung der zukünftigen Inflation. In den zukünftigen Rekultivierungsausgaben sind die Netto-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.
In EUR Mio |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Tochterunternehmen und at-equity bewertete Beteiligungen |
|
||||||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|
Rumänien und Schwarzes Meer |
Österreich |
Russland |
Nordsee |
Mittlerer Osten und Afrika |
Neuseeland und Australien |
Malaysia |
Gesamt |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2022 |
|||||||
Tochterunternehmen |
|
|
|
|
|
|
|
|
Zukünftiger Cash-Inflow |
29.864 |
7.435 |
— |
14.937 |
26.611 |
2.051 |
2.248 |
83.145 |
Zukünftige Produktions- und Rekultivierungsausgaben |
–15.951 |
–2.766 |
— |
–2.711 |
–7.771 |
–1.829 |
–690 |
–31.718 |
Zukünftige Entwicklungsausgaben |
–1.424 |
–246 |
— |
–631 |
–890 |
–222 |
–213 |
–3.626 |
Zukünftiger Netto-Cashflow vor Ertragsteuern |
12.489 |
4.422 |
— |
11.594 |
17.950 |
0 |
1.345 |
47.800 |
Zukünftige Ertragsteuern |
–1.724 |
–1.028 |
— |
–10.465 |
–13.283 |
132 |
–380 |
–26.748 |
Zukünftiger Netto-Cashflow undiskontiert |
10.765 |
3.394 |
— |
1.129 |
4.667 |
132 |
965 |
21.053 |
10% jährlicher Diskontsatz für die zeitliche Differenz des Cashflows |
–4.718 |
–1.815 |
— |
–184 |
–1.547 |
213 |
–296 |
–8.347 |
Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows |
6.048 |
1.579 |
— |
945 |
3.120 |
345 |
669 |
12.705 |
At-equity bewertete Beteiligungen |
— |
— |
— |
— |
451 |
— |
— |
451 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2021 |
|||||||
Tochterunternehmen |
|
|
|
|
|
|
|
|
Zukünftiger Cash-Inflow |
17.585 |
3.336 |
2.625 |
5.608 |
16.545 |
1.905 |
1.433 |
49.038 |
Zukünftige Produktions- und Rekultivierungsausgaben |
–9.221 |
–1.612 |
–2.148 |
–2.293 |
–5.419 |
–1.647 |
–490 |
–22.831 |
Zukünftige Entwicklungsausgaben |
–1.422 |
–246 |
— |
–281 |
–776 |
–380 |
–257 |
–3.362 |
Zukünftiger Netto-Cashflow vor Ertragsteuern |
6.942 |
1.479 |
477 |
3.034 |
10.350 |
–122 |
685 |
22.845 |
Zukünftige Ertragsteuern |
–577 |
–264 |
–97 |
–2.541 |
–6.893 |
116 |
–175 |
–10.432 |
Zukünftiger Netto-Cashflow undiskontiert |
6.366 |
1.214 |
380 |
493 |
3.457 |
–6 |
510 |
12.413 |
10% jährlicher Diskontsatz für die zeitliche Differenz des Cashflows |
–3.089 |
–630 |
–71 |
–109 |
–1.100 |
175 |
–216 |
–5.040 |
Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows |
3.276 |
584 |
309 |
384 |
2.357 |
169 |
294 |
7.373 |
At-equity bewertete Beteiligungen |
— |
— |
187 |
— |
336 |
— |
— |
523 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2020 |
|||||||
Tochterunternehmen |
|
|
|
|
|
|
|
|
Zukünftiger Cash-Inflow |
12.167 |
1.513 |
2.497 |
2.628 |
9.914 |
928 |
959 |
30.607 |
Zukünftige Produktions- und Rekultivierungsausgaben |
–7.748 |
–1.159 |
–2.276 |
–1.857 |
–3.907 |
–1.257 |
–450 |
–18.654 |
Zukünftige Entwicklungsausgaben |
–1.632 |
–297 |
— |
–373 |
–698 |
–226 |
–24 |
–3.249 |
Zukünftiger Netto-Cashflow vor Ertragsteuern |
2.787 |
58 |
220 |
399 |
5.308 |
–554 |
486 |
8.704 |
Zukünftige Ertragsteuern |
–69 |
— |
–60 |
–1 |
–2.954 |
199 |
–104 |
–2.990 |
Zukünftiger Netto-Cashflow undiskontiert |
2.718 |
58 |
160 |
397 |
2.354 |
–355 |
382 |
5.714 |
10% jährlicher Diskontsatz für die zeitliche Differenz des Cashflows |
–1.038 |
–5 |
1 |
–40 |
–696 |
153 |
–103 |
–1.727 |
Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows |
1.680 |
53 |
161 |
357 |
1.659 |
–202 |
279 |
3.987 |
At-equity bewertete Beteiligungen |
— |
— |
100 |
— |
233 |
— |
— |
333 |
f) Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows
In EUR Mio |
|
|
|
||
|
2022 |
2021 |
2020 |
||
---|---|---|---|---|---|
Tochterunternehmen |
|
|
|
||
1. Jänner |
7.373 |
3.987 |
8.230 |
||
Verkauf von gefördertem Öl und Gas abzüglich Produktionsausgaben |
–4.102 |
–2.262 |
–3.397 |
||
Nettoveränderung der Preise und Produktionskosten |
13.243 |
8.231 |
–7.040 |
||
Nettoveränderung aus dem Kauf und Verkauf von Mineralvorkommen |
— |
–67 |
— |
||
Nettoveränderung aufgrund von Erweiterungen und neuen Funden |
7 |
5 |
22 |
||
Entwicklungs- und Rekultivierungsausgaben der laufenden Periode |
895 |
657 |
1.031 |
||
Veränderung der geschätzten zukünftigen Entwicklungs- und Rekultivierungskosten in der Periode |
–344 |
–269 |
259 |
||
Revision früherer Schätzungen |
4.507 |
1.854 |
757 |
||
Zuwachs aus der Diskontierung |
671 |
341 |
732 |
||
Nettoveränderung der Ertragsteuern (inkl. Steuereffekte aus Zukäufen und Verkäufen) |
–9.593 |
–4.935 |
3.625 |
||
Sonstiges1 |
48 |
–168 |
–232 |
||
31. Dezember |
12.705 |
7.373 |
3.987 |
||
At-equity bewertete Beteiligungen |
451 |
523 |
333 |
||
|