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 gemäß 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 Energy mit Ausnahme der Bereiche Gasversorgung, Marketing, Handel und Logistik. Weitere Informationen zu den Geschäftsbereichen der OMV können der Anhangangabe 5 – 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 es keine wesentlichen Akquisitionen in den Jahren 2023, 2022 und 2021. Veräußerungen und Entkonsolidierung 2023 gab keine wesentlichen Veräußerungen. Seit 1. März 2022 hat die OMV die Vollkonsolidierung von JSC GAZPROM YRGM Development, aufgrund des Verlusts der Beherrschung, dem Krieg Russlands gegen die Ukraine folgend, beendet. 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. Zu Veräußerungszwecken gehalten Am 4. Dezember 2023 wurde SapuraOMV in die Bilanzposition „Zu Veräußerngszwecken gehalten“ umgegliedert. Weitere Informationen befinden sich in Anhangangabe 22 – Zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen und Verbindlichkeiten und Anhangangabe 39 – Ereignisse nach dem Bilanzstichtag. Die nachstehenden ergänzenden Informationen zu Öl- und Gasreserven enhalten die vollen Beträge der Veräußerungsgruppe. 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, dem Krieg Russlands gegen die Ukraine folgend, beendet. Die nachfolgenden Angaben zu den at-equity bewerteten Beteiligungen entsprechen dem OMV Anteil an den Unternehmen. Weitere Informationen zu wesentlichen Auswirkungen 2023 war wesentlich beeinflusst durch die finale Investitionsentscheidung (FID) zur Ausführung des Neptun Projektes im Schwarzen Meer und der Hail und Ghasa Entwicklung in den Vereinigten Arabischen Emiraten. 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. (XLSX:) Download Aktivierte Kosten – Tochtergesellschaften In EUR Mio 2023 2022 2021 Öl- und Gasvermögen ohne sichere Reserven 1.197 1.811 2.137 Öl- und Gasvermögen mit sicheren Reserven 29.501 28.240 27.611 Gesamt 30.698 30.051 29.749 Kumulierte Abschreibungen –20.009 –19.411 –18.136 Aktivierte Kosten (abzüglich Abschreibungen) 10.689 10.640 11.613 (XLSX:) Download Aktivierte Kosten – at-equity bewertete Beteiligungen In EUR Mio 2023 2022 2021 Öl- und Gasvermögen ohne sichere Reserven 146 151 164 Öl- und Gasvermögen mit sicheren Reserven 314 292 477 Gesamt 460 443 641 Kumulierte Abschreibungen –193 –76 –99 Aktivierte Kosten (abzüglich Abschreibungen) 267 367 542 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. (XLSX:) Download Kosten der Periode In EUR Mio Rumänien und schwarzes Meer Österreich Russland Nordsee Mittlerer Osten und Afrika Neuseeland und Australien Malaysia Gesamt 2023 Tochterunternehmen Anschaffungskosten für nicht sichere Reserven — — — — — — — — Explorationskosten 35 61 — 62 28 25 38 248 Entwicklungskosten 338 40 — 168 252 71 154 1.024 Kosten der Periode 373 101 — 231 280 96 191 1.272 At-equity bewertete Beteiligungen — — — — 33 — — 33 2022 Tochterunternehmen 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 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 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 Energy Bereichs, da Zinsen, allgemeine Verwaltungskosten, andere Aufwendungen und die Bereiche Stromproduktion, Gasversorgung, -marketing, -handel und -logistik nicht enthalten sind. Weitere Informationen zu den Geschäftsbereichen der OMV können der Anhangangabe 5 – Segmentberichterstattung – entnommen werden. Die Ertragsteuer wird nach Berücksichtigung von Investitionsbegünstigungen und Verlustvorträgen und unter Anwendung des lokalen Steuersatzes hypothetisch errechnet. (XLSX:) Download Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion In EUR Mio Rumänien und schwarzes Meer Österreich Russland Nordsee Mittlerer Osten und Afrika Neuseeland und Australien Malaysia Gesamt 2023 Tochterunternehmen Umsatz mit Dritten1 6 1 — 979 635 218 268 2.107 Konzerninterner Umsatz 2.452 418 — 1.064 1.646 231 — 5.812 2.458 419 — 2.044 2.282 450 268 7.920 Produktionsaufwand –575 –94 — –197 –181 –83 –18 –1.148 Förderzinsabgaben –501 –84 — — –283 –46 –10 –925 Explorationsaufwand2 –23 –8 — –60 –16 –8 –107 –222 Abschreibungen, Wertminderungen und Wertaufholungen –475 –97 — –333 –168 –214 –72 –1.358 Sonstige Kosten3 –14 –17 — –116 –50 –15 –19 –231 –1.587 –300 — –707 –698 –367 –226 –3.884 Ergebnis vor Steuern 871 119 — 1.337 1.584 83 42 4.036 Ertragsteuern4 –124 –42 — –1.063 –1.273 –23 –16 –2.542 Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion 746 76 — 274 311 60 26 1.493 Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen — — — — –72 — — –72 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 1 Enthält Hedging-Effekte aus Derivaten; die Region Österreich enthält Hedging-Effekte zentral gesteuerter Derivate (2023: null, 2022: EUR –33 Mio, 2021: EUR –675 Mio) 2 Enthält Wertminderungen betreffend Exploration und Evaluierung 3 Enthält Bestandsveränderungen von Vorräten 4 Ertragsteuern in den Regionen Nordsee und Mittlerer Osten und Afrika enthalten Körperschaftsteuern und „Special Petroleum Taxes“. 2023 und 2022 enthielten die Ertragssteuern in Österreich den EU Solidaritätsbeitrag. 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 verglichen mit den Kosten einer neuen Bohrung relativ gering sind, gefördert werden können. Weiters ist von sicheren entwickelten Reserven auszugehen, falls sichere Reserven voraussichtlich durch bereits vorhandene und zurzeit in Betrieb befindliche 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 Fertigstellung eine verhältnismäßig hohe Aufwendung oder substanzielle neue Investition benötigen, um den Zustand alternder Einrichtungen zu gewährleisten oder diese zu ersetzen, gefördert werden können. (XLSX:) Download Erdöl und NGL 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 2021 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 Revision früherer Schätzungen –1,6 0,7 — 6,9 89,9 0,6 2,1 98,6 Erwerb von Reserven — — — — — — — — Verkauf von Reserven — — — — — — — — Erweiterungen und Neufunde 0,3 — — — — — — 0,3 Produktion –20,0 –3,0 — –13,4 –29,1 –3,6 –0,7 –69,7 31. Dezember 2023 208,3 27,7 — 41,1 341,5 8,0 7,6 634,2 Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen 31. Dezember 2021 — — — — 17,5 — — 17,5 31. Dezember 2022 — — — — 16,0 — — 16,0 31. Dezember 2023 — — — — 15,1 — — 15,1 Sichere, entwickelte Reserven – Tochterunternehmen 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 31. Dezember 2023 187,6 27,7 — 32,8 252,4 8,0 1,4 509,8 Sichere, entwickelte Reserven – at-equity bewertete Beteiligungen 31. Dezember 2021 — — — — 14,7 — — 14,7 31. Dezember 2022 — — — — 15,4 — — 15,4 31. Dezember 2023 — — — — 13,4 — — 13,4 (XLSX:) Download Erdgas in 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 2021 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 Revision früherer Schätzungen 464,3 13,7 — 37,0 195,5 –36,5 56,2 730,1 Erwerb von Reserven — — — — — — — — Verkauf — — — — — — — — Erweiterungen und Neufunde 4,9 — — — — — — 4,9 Produktion –115,7 –18,0 — –84,5 –13,6 –53,8 –57,9 –343,6 31. Dezember 20231 1.166,8 143,6 — 283,9 311,7 145,7 445,0 2.496,7 Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen 31. Dezember 2021 — — 1.167,1 — 369,2 — — 1.536,4 31. Dezember 2022 — — — — 303,6 — — 303,6 31. Dezember 2023 — — — — 292,5 — — 292,5 Sichere, entwickelte Reserven – Tochterunternehmen 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 31. Dezember 2023 628,0 76,0 — 246,8 35,0 145,7 158,5 1.290,0 Sichere, entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen 31. Dezember 2021 — — 1.090,7 — 278,9 — — 1.369,7 31. Dezember 2022 — — — — 288,3 — — 288,3 31. Dezember 2023 — — — — 259,3 — — 259,3 1 Inklusive rund 67,6 bcf an Kissengas in Gasspeicherreservoirs 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. Zukünftige Mittelzuflüsse beinhalten die Erlöse aus dem Verkauf der Produktionsmengen, inklusive Kissengas in Gasspeicherreservoirs, unter der Annahme, dass die zukünftige Produktion zu jenen Preisen verkauft wird, die 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 Nettokosten 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 und einen dem Risiko der Öl- und Gasproduktion entsprechenden Diskontierungssatz berücksichtigen. (XLSX:) Download Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows 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 2023 Tochterunternehmen Zukünftige Mittelzuflüsse 30.238 3.656 — 6.457 28.233 1.170 2.256 72.011 Zukünftige Produktions- und Rekultivierungsausgaben –13.937 –2.276 — –2.397 –8.842 –1.412 –622 –29.486 Zukünftige Entwicklungsausgaben –3.184 –378 — –512 –1.901 –86 –71 –6.131 Zukünftiger Netto-Cashflow vor Ertragsteuern 13.117 1.002 — 3.549 17.491 –327 1.563 36.395 Zukünftige Ertragsteuern –1.857 –129 — –3.265 –12.340 168 –461 –17.884 Zukünftiger Netto-Cashflow undiskontiert 11.260 873 — 284 5.150 –159 1.103 18.511 10% jährlicher Diskontsatz für die zeitliche Differenz des Cashflows –4.546 –422 — –11 –2.582 169 –297 –7.689 Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows 6.714 451 — 273 2.568 10 806 10.821 At-equity bewertete Beteiligungen — — — — 475 — — 475 2022 Tochterunternehmen Zukünftige Mittelzuflüsse 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 Zukünftige Mittelzuflüsse 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 f) Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows (XLSX:) Download Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows In EUR Mio 2023 2022 2021 Tochterunternehmen 1. Jänner 12.705 7.373 3.987 Verkauf von gefördertem Öl und Gas in der laufenden Periode abzüglich dazugehöriger Produktionsausgaben –7.049 –4.102 –2.262 Nettoveränderung Preise und Produktionskosten für künftige Perioden –6.538 13.243 8.231 Nettoveränderung aus dem Kauf und Verkauf von Mineralvorkommen — — –67 Nettoveränderung aufgrund von Erweiterungen und neuen Funden 32 7 5 Entwicklungs- und Rekultivierungsausgaben der laufenden Periode 823 895 657 Veränderung der geschätzten zukünftigen Entwicklungs- und Rekultivierungskosten in der Periode –1.912 –344 –269 Revision früherer Schätzungen 4.239 4.507 1.854 Zuwachs aus der Diskontierung 1.146 671 341 Nettoveränderung der Ertragsteuern (inkl. Steuereffekte aus Zukäufen und Verkäufen) 7.539 –9.593 –4.935 Sonstiges1 –165 48 –168 31. Dezember 10.821 12.705 7.373 At-equity bewertete Beteiligungen 475 451 523 1 Enthält Wechselkursveränderungen gegenüber dem EUR. 2022 war von der Entkonsolidierung der russischen Aktivitäten beeinflusst. close IFRSs International Financial Reporting Standards close Pearl Pearl Petroleum Company Limited 40 – Direkte und indirekte Beteiligungen der OMV AktiengesellschaftVorstand
