Themenfilter

Ergebnisse

Energy

Der Geschäftsbereich Energy besteht aus , Gas Marketing & Power und dem Low-Carbon-Geschäft. E&P beinhaltet die Exploration und Förderung von Kohlenwasserstoffen. Gas Marketing & Power betreibt eine vollständige Wertschöpfungskette im Erdgasbereich mit Vertriebsaktivitäten, Logistik und dem Stromgeschäft in Rumänien. Das Low-Carbon-Geschäft konzentriert sich auf Geothermie, Carbon Capture and Storage (CCS) und erneuerbare Energien.

Auf einen Blick

 

 

 

 

 

 

 

2023

2022

Δ

Operatives Ergebnis vor Sondereffekten

in EUR Mio

4.357

8.001

–46%

davon Gas Marketing & Power

in EUR Mio

609

305

100%

Sondereffekte

in EUR Mio

–586

–111

n.m.

Operatives Ergebnis

in EUR Mio

3.771

7.890

–52%

Investitionen1

in EUR Mio

1.582

1.464

8%

Explorationsausgaben

in EUR Mio

248

202

23%

Explorationsaufwendungen

in EUR Mio

222

250

–11%

Produktionskosten

in USD/boe

9,67

8,20

18%

 

 

 

 

 

Gesamtproduktion

in kboe/d

364

392

–7%

Gesamtverkaufsmenge

in kboe/d

345

379

–9%

Sichere Reserven per 31. Dezember

in Mio boe

1.136

1.037

10%

 

 

 

 

 

Durchschnittlicher Brent-Preis

in USD/bbl

82,64

101,32

–18%

Durchschnittlich realisierter Rohölpreis2,3

in USD/bbl

79,21

95,04

–17%

Durchschnittlich realisierter Gaspreis2,4

in EUR/MWh

29,09

53,78

–46%

Hinweis: Per 2023 wurde der Bereich Gas & Power Osteuropa von Fuels & Feedstock in den Geschäftsbereich Energy übertragen und wird nun zusammen mit Gas Marketing Westeuropa unter „Gas Marketing & Power“ ausgewiesen. Ausschließlich zu Vergleichszwecken werden die Zahlen für 2022 in der neuen Struktur dargestellt.

1

Investitionen beinhalten Akquisitionen.

2

Die durchschnittlich realisierten Preise beinhalten Hedging-Effekte.

3

Ab Q2/22 basiert der Transferpreis der OMV Petrom zwischen dem Geschäftsbereich Energy und dem F&F-Segment auf Brent statt auf Urals.

4

Der durchschnittlich realisierte Gaspreis wird unter Verwendung eines einheitlichen Brennwerts von 10,8 MWh pro 1.000 Kubikmeter Erdgas über das ganze Portfolio in MWh umgerechnet.

Finanzielle Performance

Das Operative Ergebnis vor Sondereffekten fiel 2023 auf EUR 4.357 (2022: EUR 8.001 Mio), primär wegen negativer Markteffekte im Ausmaß von EUR 3.070 Mio als Konsequenz substanziell geringerer Öl- und Gaspreise. Die Verkaufsmengen gingen im Vergleich zur Förderrate stärker zurück, was auf das Timing der Lifting-Zeitpläne in Libyen, Norwegen und Tunesien zurückzuführen ist. Darüber hinaus beeinflusste der fehlende Beitrag der Aktivitäten in Russland infolge der Änderung der Konsolidierungsmethode, die Ergebnisse. Das Ergebnis von Gas Marketing & Power verdoppelte sich auf EUR 609 Mio. Dies war dem starken Beitrag von Gas Marketing Westeuropa zu verdanken, da bessere Ergebnisse aus dem Speicher- und Handelsgeschäft sowie geringere Versorgungsverluste nur zum Teil durch eine Drohverlust-Rückstellung, die mit gebuchter Pipeline-Kapazität in Verbindung steht, und einem geringeren -Beitrag aufgewogen wurden. Der Beitrag von Gas & Power Osteuropa verringerte sich aufgrund geringerer Margen im Erdgasgeschäft, die zum Teil durch ein besseres Ergebnis in der Stromerzeugung, welches von der Auflösung einer Rückstellung und höheren Verkaufsvolumina außerhalb Rumäniens profitierte, kompensiert wurden.

Die 2023 erfassten Netto-Sondereffekte beliefen sich auf EUR –586 Mio (2022: EUR –111 Mio), wobei der Großteil davon auf Bewertungseffekte der Rohstoffderivate im Erdgasgeschäft und auf den Nettoeffekt von Wertminderungen und -aufholungen von E&P-Vermögenswerten zurückzuführen ist. Diese wurden teilweise durch positive Lagerbewertungseffekte und eine Wertzuschreibung eines Erdgasspeichers in Deutschland kompensiert. Dementsprechend verringerte sich das Operative Ergebnis auf EUR 3.771 Mio (2022: EUR 7.890 Mio).

Die Produktionskosten abzüglich Lizenzgebühren stiegen im Jahr 2023 auf USD 9,7/ (2022: USD 8,2/boe). Die Hauptgründe dafür sind der inflationäre Kostendruck, die Änderung der Konsolidierungsmethode der russischen Aktivitäten ab dem 1. März 2022, ein positiver Einmaleffekt verbunden mit einer Steuerprüfung bei der OMV Petrom in Q2/22 und geringere Fördermengen.

Die Gesamtproduktion an Kohlenwasserstoffen fiel um 27  auf 364 kboe/d, teilweise aufgrund der Änderung der Konsolidierungsmethode der russischen Aktivitäten ab dem 1. März 2022. Ein natürlicher Förderrückgang und Förderstillstände in Norwegen sowie ein natürlicher Förderrückgang in Rumänien beeinflussten die Förderung ebenfalls. Die Produktion stieg in Neuseeland nach der Inbetriebnahme neuer Sonden, in den Vereinigten Arabischen Emiraten nach der Zurücknahme von +-Förderbeschränkungen und auch in Libyen an, wo die Förderung im ersten Halbjahr 2022 aufgrund höherer Gewalt beeinträchtigt gewesen war.

Die Gesamtverkaufsmenge an Kohlenwasserstoffen ging in einem stärkeren Ausmaß als die Gesamtproduktion auf 345 kboe/d zurück (2022: 379 kboe/d). Die Abweichung zwischen produzierter und verkaufter Menge lässt sich durch das Timing der Lifting-Zeitpläne in Libyen, Tunesien und Norwegen erklären.

Der durchschnittliche Brent-Preis erreichte 2023 USD 82,6/, ein Rückgang um 18% im Vergleich zur Vorjahresperiode. Der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns sank um 17%. Der durchschnittlich realisierte Gaspreis in EUR/ verringerte sich um 46% auf EUR 29,1/MWh, während der -Indikatorpreis um 66% zurückging.

Die Investitionen einschließlich aktivierter E&A-Ausgaben wurden 2023 auf EUR 1.582 Mio gesteigert (2022: EUR 1.464 Mio), eine Folge eines gesteigerten Tätigkeitsniveaus. Organische Investitionen wurden 2023 vorwiegend für Projekte in Rumänien, Norwegen und den Vereinigten Arabischen Emiraten getätigt. Die Explorationsausgaben, die sich vor allem auf Aktivitäten in Malaysia, Rumänien und Österreich bezogen, beliefen sich 2023 auf EUR 248 Mio und waren damit gegenüber 2022 um fast ein Viertel höher.

Produktion

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2023

2022

 

Erdöl und NGL

Erdgas1

Gesamt

Erdöl und NGL

Erdgas1

Gesamt

 

in Mio bbl

in bcf

in Mio boe

in Mio boe

in Mio bbl

in bcf

in Mio boe

in Mio boe

Rumänien2

20,0

115,7

21,4

41,4

20,9

122,0

22,6

43,5

Österreich

3,0

18,0

3,0

6,0

3,3

19,7

3,3

6,6

Norwegen

13,4

84,5

14,1

27,5

14,7

102,2

17,0

31,7

Libyen

11,2

11,2

10,4

10,4

Tunesien

1,1

13,6

2,3

3,3

0,9

14,7

2,4

3,4

Jemen

0,1

0,1

0,6

0,6

Region Kurdistan im Irak

1,0

17,4

2,9

3,9

1,0

15,8

2,6

3,6

Vereinigte Arabische Emirate

16,7

16,7

15,4

15,4

Neuseeland

3,6

53,8

9,0

12,6

3,0

47,1

7,8

10,8

Malaysia2

0,7

57,9

9,7

10,4

0,6

60,0

10,0

10,6

Russland

37,7

6,3

6,3

Gesamt

70,7

361,0

62,3

133,0

70,8

419,2

72,1

143,0

1

Für die Umrechnung von Erdgas von cf in boe wurde in allen Ländern folgender Faktor verwendet: 1 boe = 6.000 cf. Eine Ausnahme ist Rumänien, wo folgender Faktor verwendet wurde: 1 boe = 5.400 cf.

2

Die obigen Zahlen enthalten 100% aller vollkonsolidierten Unternehmen.

Reservenentwicklung

Zum 31. Dezember 2023 stiegen die sicheren Reserven (1P) auf 1.136 Mio boe (davon OMV Petrom: 424 Mio boe), mit einer jährlichen Reservenersatzrate von 174% im Jahr 2023 (2022: –80% durch den Ausschluss der Reserven in Russland, nachdem die OMV die Vollkonsolidierung bzw. at-equity-Bilanzierung der russischen Konzerngesellschaften beendete). Der Dreijahresdurchschnitt der Reservenersatzrate erreichte 56% (2022: 40%). Bedeutende Ergänzungen an sicheren Reserven konnten in Rumänien durch die Verpflichtung verbucht werden, das Projekt Neptun Deep im Schwarzen Meer zu verwirklichen. Zusätzlich gab es Ergänzungen in den Vereinigten Arabischen Emiraten durch die Weiterentwicklung des Projekts Hail und Ghasha und durch eine vielversprechende Lagerstätten-Performance in anderen produzierenden Feldern. Die sicheren und wahrscheinlichen Reserven (2P) verringerten sich auf 1.807 Mio boe (davon OMV Petrom: 694 Mio boe), da hauptsächlich in den Vereinigten Arabischen Emiraten erwirkte Reservenzugänge die geförderten Mengen nicht vollständig ersetzten.

E&P
Exploration & Produktion, Teil des Geschäftsbereichs Energy
Mio
Million, Millionen
LNG
Liquefied Natural Gas; Flüssigerdgas
boe
Barrel Öläquivalent
kboe/d
Tausend Barrel Öläquivalent pro Tag
OPEC/OPEC+
Die Organisation erdölexportieren- der Länder (OPEC) und Ihre Partner sind als OPEC+ bekannt
bbl
Barrel (Fass zu zirka 159 Liter)
MWh
Megawattstunde
THE
Trading Hub Europe, Handelsplatz für den deutschen Erdgasmarkt