Energy

E&P befasst sich mit der Exploration, Erschließung und Förderung von Kohlenwasserstoffen. Gas Marketing & Power betreibt eine vollständige Wertschöpfungskette im Erdgasbereich mit Vertriebs-, Speicher- und Optimierungsaktivitäten, Logistik und dem Stromgeschäft in Rumänien. LCB konzentriert sich auf Geothermie, erneuerbare Energien sowie die Abscheidung und Speicherung von CO₂ (Carbon Capture and Storage; CCS).

Finanzielle Performance

Das Operative Ergebnis vor Sondereffekten sank 2024 auf EUR 3.810 Mio (2023: EUR 4.357 Mio). Ursächlich dafür waren primär negative Markteffekte in Höhe von EUR –329 Mio, die überwiegend durch einen Rückgang der Erdgaspreise und niedrigere Ölpreise verursacht wurden. Eine schwächere operative Performance im Bereich Exploration & Production, hauptsächlich bedingt durch eine geringere Produktion und höhere Abschreibungen in Rumänien, beeinträchtigte das Ergebnis zusätzlich um EUR –238 Mio. Die rückläufigen E&P-Verkaufsmengen spiegelten weitgehend die geringere Gesamtproduktion wider. Das Ergebnis von Gas Marketing & Power war 2024 mit EUR 628 Mio etwas höher (2023: EUR 609 Mio). Ein deutlich verbesserter Beitrag von Gas Marketing Westeuropa in Höhe von EUR 557 Mio (2023: EUR 172 Mio) konnte ein wesentlich schwächeres Ergebnis von Gas & Power Osteuropa, das EUR 71 Mio betrug (2023: EUR 437 Mio), ausgleichen. Der Haupttreiber des verbesserten Ergebnisses von Gas Marketing Westeuropa war ein Schiedsspruch in Höhe von rund EUR 230 Mio im November 2024, der nach Abschluss der Schiedsverfahren nach den ICC-Regeln im Zusammenhang mit dem deutschen Gasliefervertrag mit Gazprom Export erging. Nach Berücksichtigung der damit verbundenen Absicherungsverluste beträgt der positive Nettoeffekt des Schiedsspruchs auf das Operative Ergebnis vor Sondereffekten des Geschäftsbereichs Gas Marketing & Power in Q4/24 rund EUR 210 Mio. Darüber hinaus profitierte das Versorgungsergebnis davon, dass es im Jahr 2024 zu keinen Kürzungen der Erdgaslieferungen kam, wie es im Jänner 2023 der Fall gewesen war. Zusätzlich fiel das Transportergebnis im Jahr 2024 höher aus, hauptsächlich deshalb, weil das Vorjahr durch eine erhebliche Erhöhung von Rückstellungen nach der Ersteigerung neuer Transportkapazitäten im Sommer 2023 belastet war. Eine höhere Gasverkaufsmarge wirkte sich unterstützend auf das Ergebnis von Gas Marketing Westeuropa aus, wurde jedoch teilweise durch einen geringeren Logistikbeitrag ausgeglichen. Das Ergebnis von Gas & Power Osteuropa ging stark zurück, hauptsächlich aufgrund eines signifikanten Rückgangs im Stromgeschäft. Dies war größtenteils auf die Gesetzesänderungen für den Gas- und Energiesektor in Rumänien zurückzuführen, die im April 2024 in Kraft traten. Darüber hinaus sanken die Stromhandelsmargen im Vergleich zu den hohen Niveaus im Jahr 2023. Rückläufige Speicher- und Drittanbieter Gasmargen aufgrund eines schwächeren Gaspreisumfelds belasteten das Ergebnis von Gas & Power Osteuropa im Jahr 2024 zusätzlich.

Die Produktionskosten abzüglich Lizenzgebühren stiegen 2024 aufgrund geringerer Fördermengen geringfügig auf USD 10,0/boe (2023: USD 9,7/boe). Eine niedrigere absolute Kostenbasis als Folge erfolgreicher Maßnahmen zur Kostenreduzierung konnte dies teilweise kompensieren. Die Gesamtproduktion an Kohlenwasserstoffen sank um 24 kboe/d auf 340 kboe/d. Dies war vor allem auf einen Förderrückgang in Neuseeland aufgrund ungeplanter Stillstände und einer geringeren Produktivität der Sonden, auf natürliche Förderrückgänge in Norwegen und in Rumänien sowie ungeplante Stillstände in Libyen aufgrund höherer Gewalt zurückzuführen. Eine gesteigerte Förderung in den Vereinigten Arabischen Emiraten konnte dies teilweise ausgleichen. Die Gesamtverkaufsmenge an Kohlenwasserstoffen ging im Einklang mit der Gesamtproduktion um 20 kboe/d auf 324 kboe/d zurück (2023: 345 kboe/d).

Der durchschnittliche Brent-Preis erreichte im Jahr 2024 USD 80,8/bbl und war damit im Vergleich zum Vorjahreszeitraum um rund 2% niedriger (2023: USD 82,6/bbl). Der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns ging im Einklang mit der Brent-Benchmark um 2% auf USD 77,5/bbl zurück. Der durchschnittlich realisierte Gaspreis in EUR/MWh verringerte sich um 14% auf EUR 25/MWh, während der THE-Indikatorpreis um 16% auf EUR 35/MWh zurückging.

Die 2024 erfassten Sondereffekte beliefen sich auf EUR –605 Mio (2023: EUR –586 Mio), wobei der Großteil davon auf die Wertminderung von E&P-Vermögenswerten zurückzuführen ist. Das Operative Ergebnis verringerte sich auf EUR 3.205 Mio (2023: EUR 3.771 Mio).

Die Investitionen einschließlich aktivierter E&A-Ausgaben wurden 2024 signifikant auf EUR 1.972 Mio gesteigert (2023: EUR 1.582 Mio). Ursächlich dafür waren hauptsächlich die verstärkten Aktivitäten beim Projekt Neptun Deep in Rumänien. Organische Investitionen wurden 2024 vorwiegend für Projekte in Rumänien, den Vereinigten Arabischen Emiraten und Norwegen getätigt. Die Explorationsausgaben, die sich vor allem auf Aktivitäten in Norwegen, Rumänien und Österreich bezogen, beliefen sich im Jahr 2024 auf EUR 229 Mio und waren damit niedriger als das Niveau von EUR 248 Mio im Jahr 2023.