E&P-Geschäft

Strategische Schwerpunkte des E&P-Geschäfts sind nach wie vor die Steigerung des Anteils von Erdgas gegenüber Rohöl und die Verringerung der CO₂-Intensität im gesamten Portfolio. Im Jahr 2023 machte E&P bei seinen großen Erdgasentwicklungsprojekten – Neptun (Rumänien), Jerun (Malaysia) und Berling (Norwegen) – gute Fortschritte.

Die durchschnittliche Kohlenwasserstoffproduktion belief sich 2023 auf insgesamt 364 kboe/d, wobei der Erdgasanteil bei rund 47% lag.

Ein wichtiger Bestandteil der Strategie der OMV im Energy-Segment ist das aktive Verwalten und die Optimierung des Upstream-Anlagenportfolio für die drei Kernregionen Mittel- und Osteuropa, Mittlerer Osten und Afrika und Nordsee. In diesem Zusammenhang gab die OMV am 27. Februar 2023 die Einleitung des Verkaufsprozesses zur Veräußerung ihrer E&P-Vermögenswerte in der Region Asien-Pazifik, einer 50%-Beteiligung an SapuraOMV Upstream Sdn. Bhd. und 100% der Anteile an OMV New Zealand Limited, bekannt. Am 31. Jänner 2024 unterzeichnete die OMV eine Vereinbarung über den Verkauf ihres 50%-Anteils an der SapuraOMV Upstream Sdn. Bhd. an TotalEnergies für einen zahlungswirksamen Verkaufspreis von insgesamt USD 903 Mio. Dieser Betrag beinhaltet die vollständige Rückzahlung des ausstehenden Gesellschafterdarlehens in Höhe von USD 350 Millionen, das von OMV an SapuraOMV gewährt wurde, sowie das Nettoumlaufvermögen und andere Elemente, vorbehaltlich einer Anpassung des zahlungswirksamen Kaufpreises zum Vollzug der Transaktion. Der Verkauf wird voraussichtlich gegen Ende des ersten Halbjahres 2024, insbesondere vorbehaltlich der behördlichen Genehmigungen, vollzogen sein. Der Verkaufsprozess für 100% der Anteile an der OMV New Zealand wird separat fortgesetzt.

Im Jemen ist der Verkauf der von der OMV im Land gehaltenen Assets derzeit im Gange.

Mittel- und Osteuropa

Im Jahr 2023 wurden in Rumänien 45 neue Bohrungen und Sidetracks abgeteuft, 497 Wartungsarbeiten durchgeführt und 720 unterirdische Anlagen stillgelegt.

Die OMV Petrom setzte als erstes Unternehmen in Europa die „Ultra Short Radius“-(USR-)Bohrtechnologie ein. Durch den Einsatz dieser Technologie bei bestehenden Bohrungen mit vorhandenen oberirdischen Anlagen reduzieren sich die Gesamtkosten im Vergleich zu herkömmlichen Vertikalbohrungen um 40% bis 50%. Die erste USR-Bohrung wurde 2023 niedergebracht.

Wichtige geplante Wartungsarbeiten sowohl an Offshore- als auch Onshore-Anlagen wurden im vorgegebenen Zeit- und Budgetrahmen erfolgreich und sicher abgeschlossen. Die OMV Petrom konzentrierte sich weiterhin auf die profitabelsten Barrels und prüfte selektive Veräußerungsmöglichkeiten.

Bis Ende 2023 wurden rund 77% des internen Stromverbrauchs im Segment E&P der OMV Petrom durch die Erzeugung elektrischer und thermischer Energie (hauptsächlich mit nicht monetarisierbaren Eigengasmengen und eigenen erneuerbaren Energiequellen) gedeckt.

Die OMV Österreich legte im Jahr 2023 besonderes Augenmerk auf Projekte wie die Explorationsbohrungen Wittau und Strasshof Tief 17, den Ausbau der Erdgasspeicher, das Pilotprojekt Alkali Smart Oil Recovery (SOR) und das Projekt Flysch. Wittau ist der größte Erdgasfund in Österreich seit 40 Jahren. Mit der Bohrung Strasshof Tief 17 wurde im November 2023 begonnen.

Das Alkali-SOR-Pilotprojekt wurde im zweiten Quartal 2023 in Betrieb genommen, um weiches, viskoses und alkalisches Wasser in die Lagerstätten zu injizieren. Dadurch erwarten wir uns eine bessere Injektivität und höhere Produktivität. Das Bohrprojekt Flysch Phase 1 soll das weitere Entwicklungspotenzial von Kohlenwasserstofflagerstätten im Flysch-Ursprungsgestein mit ausgewählten produktionssteigernden Technologien bestätigen. Mit dem Ausbau des 16. Erdgasspeichers verbesserte die OMV Österreich nicht nur die Versorgungssicherheit für ihre Kund:innen, sondern stellte auch unter Beweis, wie schnell die OMV auf veränderte Marktsituationen reagieren kann.

Für eine bessere CO₂-Bilanz setzte die OMV Österreich die Optimierung ihrer Anlagen fort. Gasoptimierungsprojekte und gesteigerte Workover-Kapazitäten wirken dem natürlichen Förderrückgang entgegen und tragen zur Sicherung der österreichischen Energieversorgung bei.

Mittlerer Osten und Afrika

Im Jahr 2023 erzielte die Region Mittlerer Osten und Afrika trotz der angespannten Sicherheitslage in Kurdistan und im Jemen und anhaltender Förderbeschränkungen gute Produktionsergebnisse.

In den Vereinigten Arabischen Emiraten wurde dank der Revision der OPEC+-Quotenbeschränkungen und der anhaltend hohen Verfügbarkeit und Zuverlässigkeit der Offshore-Anlagen in Umm Lulu und SARB eine sehr gute Förderleistung erreicht. Im Mai 2023 erfolgte die erste Lieferung von Umm-Lulu-(ULL-)Rohöl an die OMV Raffinerie in Schwechat und damit die erste ULL-Fracht nach Europa.

In Kurdistan wurde die Bohrkampagne im Feld Khor Mor erfolgreich beendet. Das Erweiterungsprojekt schritt 2023 zügig voran und steht kurz vor dem Abschluss.

In Tunesien konnte die Produktion im Erdgasfeld Nawara stabil gehalten werden.

Im Jemen war die Sicherheitslage weiter angespannt. Es kam zu Drohnenangriffen und neuerlichen Drohungen gegen Rohöl-Verschiffungen. Die Produktion stand das gesamte Jahr 2023 über still. Infolgedessen wurden laufende Projekte ausgesetzt und die Feldaktivitäten auf Inspektionen, Wartungs- und Instandhaltungsarbeiten beschränkt.

Nordsee

In Norwegen wurden 2023 mehrere neue Förderbohrungen in Betrieb genommen. Im Feld Gullfaks wurden im Laufe des Jahres neun Bohrungen durchgeführt und der Produktion übergeben.

Im Feld Edvard Grieg wurde die zweite Infill-Kampagne erfolgreich abgeschlossen, wobei zwei neue Bohrungen und ein Sidetrack durchgeführt wurden.

Das Projekt Solveig Phase 2 – eine Unterwasseranbindung an die Plattform Edvard Grieg – wurde vom norwegischen Energieministerium genehmigt und schreitet derzeit planmäßig voran.

Für die Erschließung des Feldes Berling reichte die OMV im Dezember 2022 den Entwicklungs- und Betriebsplan (Plan for Development & Operation; PDO) ein. Das Entwicklungskonzept sieht eine unterseeische Förderanlage mit Anbindung an die Plattform Åsgard B vor. Der PDO wurde von den norwegischen Behörden im Juni 2023 genehmigt. Die Förderung von Erdgas und Kondensat wird voraussichtlich 2027/28 anlaufen.

Die offizielle Inbetriebnahme des Offshore-Windparks Hywind Tampen fand im August 2023 im Beisein von Kronprinz Haakon von Norwegen statt. Der Windpark versorgt nun das Feld Gullfaks mit erneuerbarem Strom.

Asien-Pazifik

In Malaysia schreitet das Erdgasprojekt Jerun planmäßig voran und kann auf eine hervorragende Sicherheitsleistung verweisen. Bislang wurden mehr als 11 Mio unfallfreie Arbeitsstunden erbracht.

In Neuseeland schloss die OMV drei große Bohrkampagnen zur Neuentwicklung und Optimierung der Erdgas-Assets Māui und Pohokura sicher ab. Das Einsatzteam konzentrierte sich auf Projekte zur Anlagenintegrität und -instandhaltung und setzt derzeit mehrere Initiativen zur Emissionsreduktion an den Standorten der OMV um. Im Feld Pohokura wurde mit den Vorbereitungen für den alle vier Jahre stattfindenden routinemäßigen Turnaround und eine Infill-Bohrung im dritten Quartal 2024 begonnen.

Schlüsselprojekte

Neptun (Rumänien, OMV Petrom 50%)

Die OMV Petrom erzielte im Jahr 2023 gemeinsam mit ihrem Partner Romgaz bedeutende Fortschritte bei der Entwicklung von Neptun Deep, ihrem wichtigsten Wachstumsprojekt: Es fiel die finale Investitionsentscheidung (FID), und der Feldentwicklungsplan (FDP) wurde von der Aufsichtsbehörde bewilligt. In der zweiten Jahreshälfte vergab das Unternehmen die Aufträge für die Entwicklung der wichtigsten Offshore-Infrastrukturen und die Bohranlage. Einige andere kleinere Verträge miteingerechnet, sind damit bereits über 80% der Ausführungsverträge vergeben. Die nächsten Schritte bestehen darin, die Vergabe der Hauptverträge abzuschließen und alle erforderlichen Genehmigungen einzuholen. Die OMV Petrom plant, 2025 mit den Bohrungen zu beginnen und 2027 das erste Gas zu fördern. Das Erdgas aus Neptun Deep wird Rumänien zum größten Erdgasproduzenten in der Europäischen Union machen und die derzeitige Erdgasproduktion von der OMV Petrom verdoppeln.

Weitere Großprojekte (Rumänien, OMV Petrom 100%)

Die erfolgreiche Auswertung von zwei Explorationsbohrungen in 2023 führte zusammen mit der erfolgreichen Explorationsbohrung des Vorjahres zur Entdeckung großer Vorkommen, die auf 35 Mio Barrel Öläquivalent geschätzt werden. Die Bohrungen befinden sich derzeit in der Testförderung. Abhängig von deren Ergebnissen sollen in den kommenden Jahren weitere Entwicklungsbohrungen durchgeführt werden.

Darüber hinaus wurden Projekte im Wert von mehr als EUR 20 Mio (FRD Bradesti Opportunity Phase 1, Tank Farm Independenta NFA Safeguarding und Abramut Gas Plant Revamp) erfolgreich zur Reife gebracht. Für die ersten beiden Projekte konnte bereits die finale Investitionsentscheidung erwirkt werden.

Wittau (Österreich, OMV 100%)

Nach einem erfolgreichen Explorationsfund, den die OMV Mitte 2023 in der Nähe von Wien machte, gelangte das Projekt Wittau schnell zur Reife und es folgte die Konzeptauswahl. Sobald das Front-End-Engineering und die Ausschreibungen abgeschlossen sind, wird die FID für 2024 erwartet.

Umm Lulu und SARB (Vereinigte Arabische Emirate, OMV 20%)

Die Entwicklungsbohrungen wurden weiter fortgesetzt, wobei insgesamt bis zu fünf Bohranlagen zum Einsatz kamen. In SARB wurden neun Bohrungen durchgeführt, in Umm Lulu wurden neun Bohrlöcher gebohrt.

Ghasha-Konzession (Vereinigte Arabische Emirate, OMV 5%)

Beim Projekt Dalma liefen die Onshore- und Offshore-Arbeiten im Rahmen der Engineering-, Beschaffungs- und Bauaufträge (Engineering, Procurement, and Construction; EPC) weiter. Das erste Gas soll 2025 gefördert werden. Für das Megaprojekt Hail & Ghasha wurde die FID erreicht, und die wichtigsten Aufträge wurden vergeben.

Gullfaks (Norwegen, OMV 19%)

Hywind Tampen, Norwegens erster schwimmender Windpark, wurde fertiggestellt. Die restlichen vier Windturbinen wurden installiert und in Betrieb genommen. Entsprechend dem Jahresprogramm für das Feld Gullfaks wurden neun Bohrungen durchgeführt.

Gudrun (Norwegen, OMV 24%)

Im Nordseefeld Gudrun wurde das Wasserinjektionsprojekt Gudrun Phase 2 gestartet. Dieses „Improved Oil Recovery“-(IOR-)Projekt wird die Ölausbeute aus der Hauptlagerstätte des Feldes steigern und die Förderdauer um zwei Jahre verlängern, da das Abbauverfahren von Druckabbau auf Druckunterstützung durch Wassereinspritzung umgestellt wird.

Edvard Grieg (Norwegen, OMV 20%)

Das Projekt Edvard Grieg Infill Phase 2 wurde wie geplant abgeschlossen.

Die Unterwassererschließung im Rahmen des Projekts Solveig Phase 2 verläuft nach Plan. Die Hauptverträge wurden vergeben und die Ausführungsplanung fertiggestellt.

Berling (Hades/Iris) (Norwegen, OMV 30%)

Für das von der OMV betriebene Offshore-Projekt wurde die FID erreicht und der PDO von der norwegischen Erdöldirektion genehmigt. Eine Offshore-Kampagne zur Erfassung seismischer Daten wurde abgeschlossen, ebenso die Herstellung der Versorgungsleitungen und Leitungsrohre. Die Produktion soll 2028 aufgenommen werden.

SK408 (Malaysia, OMV 40%)

In Malaysia schreitet das Erdgasprojekt Jerun unter der Betriebsführerschaft der SapuraOMV gut voran und liegt im Budgetrahmen. Das Tragwerk (Jacket) der Plattform wurde fertiggestellt und installiert, und die sechs Offshore-Bohrungen wurden abgeteuft. Parallel dazu wurde die 80 Kilometer lange Exportpipeline verlegt. Die Herstellung der Aufbauten (Topsides) für die Plattform steht kurz vor der mechanischen Fertigstellung an Land. Das erste Gas soll wie prognostiziert im dritten Quartal 2024 gefördert werden.

Highlights Exploration und Evaluierung

Im Jahr 2023 führten die OMV, die OMV Petrom und die SapuraOMV 15 Explorations- und Evaluierungsbohrungen in sieben verschiedenen Ländern durch. Dreizehn davon wurden noch vor Jahresende abgeschlossen, während die anderen zwei Anfang Jänner 2024 weitergeführt bzw. getestet wurden.

Die OMV führte eine Reihe von wichtigen Bohrungen als Betriebsführerin durch bzw. war an diesen beteiligt. Das Highlight des Jahres war der Erdgasfund Wittau Tief im Wiener Becken, Österreich. Diese von der OMV betriebene Bohrung wurde erfolgreich getestet und die Entwicklungspläne sind weit fortgeschritten. Die Bohrstelle wurde als zukünftige Produktionssonde bewertet. Die nächste Bohrung im Gesteinsmassiv Wittau ist für die zweite Jahreshälfte 2024 geplant. Die zweite einer Reihe von tiefen Erdgasexplorationsbohrungen wurde im Gebiet Strasshof in Österreich niedergebracht. Es wird erwartet, dass diese Bohrung im ersten Quartal 2024 die finale Zielteufe erreicht.

In Tunesien wurden zwei Erdgasfunde (nicht unter der Betriebsführerschaft der OMV) gemacht. Diese werden wahrscheinlich zusammen mit dem Erdgasfund Anbar von 2022 eine neue Konzession bilden, die an die von der OMV betriebene Anlage Nawara angebunden werden könnte.

In Norwegen wurden zwei von der OMV betriebene Bohrungen abgeteuft, die beide keine rentablen Funde erbrachten. Eine dritte infrastrukturgeführte Bohrung (Solan/Ludvig) wurde Ende 2023 erfolgreich niedergebracht. Sie soll als Fördersonde fertiggestellt und an die Anlage Gullfaks angeschlossen werden.

In den VAE beteiligte sich die OMV an nicht von ihr betriebenen Evaluierungen in den Konzessionen Ghasha und SARB.

In Neuseeland wurde eine Erdgas-Evaluierungsbohrung im Gebiet Māui East durchgeführt und als zukünftige Fördersonde abgeschlossen.

In Rumänien führte die OMV Petrom drei Bohrungen durch, zwei davon als Betriebsführerin und eine unter anderer Betriebsführerschaft. Eine dieser Bohrungen führte zu einem Erdgasfund, ist mittlerweile abgeschlossen und seit Mai in Produktion. Die beiden anderen erwiesen sich als trocken und wurden verfüllt und stillgelegt.

In Mexiko beteiligte sich die SapuraOMV an zwei nicht von ihr betriebenen Explorationsbohrungen in Block 30. Eine der beiden bestätigte einen bedeutenden Ölfund, weshalb geplant ist, in der zweiten Hälfte des Jahres 2024 eine Evaluierungsbohrung durchzuführen. Die zweite Bohrung konnte das primäre Ziel aufgrund von operativen Problemen nicht erreichen und wurde verfüllt und stillgelegt.

Anfang 2023 erhielt die OMV Norge neue Lizenzen in Kerngebieten in Norwegen und bewarb sich erneut im Rahmen der APA-Runde, wobei der Schwerpunkt auf infrastrukturnahen Erdgas-Fündigkeiten lag.

In Bulgarien übernahm die OMV Petrom die Betriebsführerschaft für die Han-Aspurah-Lizenz, die sich in unmittelbarer Nähe der jüngsten riesigen Erdgasfunde vor der türkischen Küste befindet.

Die Explorations- und Erkundungsausgaben stiegen im Jahr 2023 auf EUR 248 Mio an (2022: EUR 202 Mio) – hauptsächlich, um die Bohrungen nach tiefen Erdgasvorkommen in Österreich zu beschleunigen.