Das zentrale strategische Ziel im E&P-Geschäft besteht darin, eine führende Position bei der Produktion von Erdgas für die europäischen Kernmärkte von OMV einzunehmen. Bis 2030 will OMV in E&P ein Produktionsniveau von rund 400 kboe/d erreichen, wobei Erdgas mehr als 50% der Gesamtproduktion ausmachen soll. OMV hat sein Produktionsportfolio neu ausgerichtet und konzentriert sich nun auf drei Kernregionen: Nord, CEE (Mittel- und Osteuropa) und Süd. Im Zuge der Neuausrichtung veräußerte OMV im Dezember 2024 seine Assets in Malaysia.
Die durchschnittliche Kohlenwasserstoffproduktion belief sich 2025 auf insgesamt 305 kboe/d (2024: 340 kboe/d), wobei der Erdgasanteil bei rund 42% lag (2024: 47%).
|
2025 |
2024 |
||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|
Erdöl & NGL |
Erdgas2 |
Gesamt |
Erdöl & NGL |
Erdgas2 |
Gesamt |
||||||
|
in Mio bbl |
in bcf |
in Mio boe |
in Mio boe |
in Mio bbl |
in bcf |
in Mio boe |
in Mio boe |
||||
Rumänien |
17,6 |
110,9 |
20,5 |
38,1 |
19,1 |
112,4 |
20,8 |
39,9 |
||||
Österreich |
2,9 |
16,4 |
2,7 |
5,6 |
3,0 |
18,2 |
3,0 |
6,0 |
||||
Norwegen |
8,6 |
85,5 |
14,3 |
22,9 |
10,0 |
86,1 |
14,4 |
24,4 |
||||
Libyen |
12,9 |
– |
– |
12,9 |
10,2 |
– |
– |
10,2 |
||||
Tunesien |
0,7 |
7,9 |
1,3 |
2,0 |
0,9 |
9,2 |
1,5 |
2,5 |
||||
Region Kurdistan im Irak |
1,0 |
18,8 |
3,1 |
4,1 |
1,0 |
18,2 |
3,0 |
4,0 |
||||
Vereinigte Arabische Emirate |
18,7 |
– |
– |
18,7 |
18,4 |
– |
– |
18,4 |
||||
Neuseeland |
2,5 |
26,2 |
4,4 |
6,8 |
2,9 |
36,0 |
6,0 |
8,9 |
||||
Malaysia |
– |
– |
– |
– |
0,8 |
56,9 |
9,5 |
10,2 |
||||
Gesamt |
64,9 |
265,6 |
46,3 |
111,2 |
66,2 |
337,1 |
58,3 |
124,4 |
||||
|
||||||||||||
Reservenentwicklung
Zum 31. Dezember 2025 sanken die sicheren Reserven (1P) von 979 Mio boe (Stand 31. Dezember 2024) auf 880 Mio boe (davon OMV Petrom: 411 Mio boe). Die jährliche Reservenersatzrate betrug 11% im Jahr 2025, da positive Revisionen nahezu vollständig durch die Veräußerung der Ghasha-Konzession ausgeglichen wurden (2024: – 26%). Der Dreijahresdurchschnitt der Reservenersatzrate erreichte 57% (2024: 21%). Positive Performance-Revisionen bei den sicheren Reserven, insbesondere in den Vereinigten Arabischen Emiraten, Rumänien und Norwegen, sowie erfolgreiche Projektentwicklungen – hauptsächlich in Rumänien, Libyen und Norwegen – konnten die Gesamtproduktion und die Veräußerung der Ghasha-Konzession nicht vollständig ausgleichen. Die sicheren und wahrscheinlichen Reserven (2P) verringerten sich von 1.543 Mio boe (Stand 31. Dezember 2024) auf 1.389 Mio boe (davon OMV Petrom: 620 Mio boe). Netto-Reservenzugänge auf Basis von Projektentwicklungen in den Vereinigten Arabischen Emiraten und Rumänien und eine bessere Performance in Libyen konnten die Produktion vollständig ersetzen, nicht aber die Veräußerung der Ghasha-Konzession kompensieren.
Nord
OMV ist an Offshore-Projekten im Bereich der Exploration, Evaluierung, Erschließung und Produktion in Norwegen aktiv beteiligt. Der Fokus des Unternehmens liegt dabei auf der Optimierung seines Portfolios und der Steigerung der Eigengasproduktion. Durch die Konzentration auf infrastrukturgeführte Exploration in der Nähe bestehender Felder will OMV die Langlebigkeit und Signifikanz seines Portfolios erhöhen und dadurch langfristige Wertschöpfung und Widerstandsfähigkeit sicherstellen. Im Jahr 2025 lag die Produktion von OMV in Norwegen bei durchschnittlich 63 kboe/d (2024: 67 kboe/d), wobei der Erdgasanteil rund 62% (2024: 59%) betrug.
Norwegen
Exploration
Aufgrund des Gasfunds Haydn/Monn im Jahr 2024 im Vøring-Becken (PL1194) in der Norwegischen See führte OMV 2025 die Explorationsbohrung Hoffmann durch. Bei dieser Bohrung wurden im Hauptreservoir nur residuale Kohlenwasserstoffe gefunden, was vermutlich auf ein Leck in der Lagerstättenfalle zurückzuführen war. Durch ein umfangreiches Datenerfassungsprogramm konnten wir allerdings weitere potenzielle Gasvorkommen in der Nähe von Haydn/Monn ausmachen. OMV verstärkte seine Präsenz im Vøring-Becken durch vier neue Lizenzen (drei als Betriebsführer und eine als Partnerunternehmen), die im Rahmen der Vergaberunde APA (Awards in Predefined Areas) 2024 erteilt wurden.
Joint Ventures/Operations
OMV hält Beteiligungen an vier Förderfeldern auf dem norwegischen Festlandsockel: Gudrun (Anteil 24%, Öl- und Gasfeld, betrieben von Equinor), Gullfaks (Anteil 19%, Öl- und Gasfeld, betrieben von Equinor), Edvard Grieg (Anteil 20%, Öl- und Gasfeld, betrieben von Aker BP) und Aasta Hansteen (Anteil 15%, Gasfeld, betrieben von Equinor).
Feld Gudrun
Die dritte Zwischenbohrkampagne mit zwei neuen Bohrungen, die für Juli und August 2026 geplant sind, zielt darauf ab, die Produktion in dem von Equinor betriebenen reifen Offshore-Ölfeld zu beschleunigen, das sich dem Ende seiner Lebensdauer nähert. Es wird erwartet, dass sich diese Maßnahme mit etwa 4 kboe/d (netto für OMV) positiv auf die Plateauförderung auswirkt.
Edvard Grieg/Solveig Phase 2
Edvard Grieg fungiert als Host-Plattform für mehrere angebundene Feldentwicklungen, einschließlich Solveig Phase 1 und 2. Die Maßnahmen zur Wertmaximierung des erweiterten Gebiets Edvard Grieg schreiten gut voran: So steht das Projekt Solveig Phase 2 kurz vor dem Abschluss, und die Aufnahme der Produktion ist für das erste Quartal 2026 geplant. Die Offshore-Pipelines, Versorgungsleitungen und Unterwasseranlagen konnten 2025 plangemäß installiert werden. Die Änderungen der Aufbauten wurden während des planmäßigen Förderstillstands im Feld Edvard Grieg im September 2025 erfolgreich abgeschlossen. Die im November 2025 mit dem Abteufen von drei Bohrungen begonnene Kampagne soll im April 2026 abgeschlossen werden. Der Effekt auf die Plateauförderung wird auf rund 2 kboe/d (netto für OMV) geschätzt.
Feld Gullfaks
Im Jahr 2025 wurden im Feld Gullfaks 15 Bohrungen durchgeführt und der Produktion übergeben. Ein neues Projekt zur Modernisierung eines bestehenden Nassgaskompressors wurde im Laufe des Jahres zur Reife gebracht. Die Projektbewilligung wurde Ende 2025 erteilt.
Wachstumsprojekte
Berling
Art der Kohlenwasserstoffe: Erdgas und Kondensat
Standort: Norwegische See, 20 km westlich des Felds Åsgard, in einer Wassertiefe von rund 350 m
Betreiber: OMV Norge (30%)
Erschließungskonzept: Unterseeische Förderanlage, die an die von Equinor betriebene halbtauchfähige schwimmende Plattform Åsgard B angebunden ist
Erstes Gas: 2029
Plateauförderung: 12 kboe/d (netto für OMV)
Finale Investitionsentscheidung (FID): 4. Quartal 2022
Status quo und Ausblick: Die Umsetzung des Projekts schreitet gut voran, bislang kam es zu keinen Unfällen mit Ausfallzeiten (Lost Time Injuries; LTI). Die wichtigsten Offshore-Installationen, darunter unterseeische Anlagen, Versorgungsleitungen und Pipelines, sind abgeschlossen. Im Rahmen der im Feld Åsgard für 2026 geplanten Arbeiten werden Steigleitungen und dynamische Versorgungsleitungen installiert. Die Planungen der Bohrarbeiten sind im Gange, der Bohrbeginn wird für 2027 erwartet.
Mittel- und Osteuropa (CEE)
In CEE ist OMV in Österreich, Rumänien und Bulgarien tätig. Die wichtigsten Schwerpunktbereiche in der Region sind die Entwicklung des Großprojekts Neptun Deep zur Förderung von Erdgas im rumänischen Schwarzmeersektor sowie die Erschließung von weiterem Wachstumspotenzial durch Explorationsaktivitäten sowohl im rumänischen als auch im bulgarischen Teil des Schwarzen Meeres. Darüber hinaus wirkt OMV dem Förderrückgang reifer Felder durch Workover-Kampagnen und Well-Intervention-Maßnahmen aktiv entgegen, um die Langlebigkeit seiner Assets sicherzustellen. Im Jahr 2025 lag die Produktion von OMV in der CEE-Region bei durchschnittlich 120 kboe/d (2024: 125 kboe/d), wobei sich der Erdgasanteil auf rund 53% (2024: 52%) belief.
Österreich
Exploration
Die Explorationsbohrung Wittau West Tief 1 wurde sicher niedergebracht und traf ihr primäres Ziel im Hauptdolomit an. Da es erste positive Anzeichen für das Vorhandensein von Gas gibt, wird ein Bohrlochtest durchgeführt, um das technische und kommerzielle Potenzial der Lagerstätte zu bestätigen.
Operations
Die Produktion von OMV Österreich ist stabil, nicht zuletzt dank regelmäßiger Workover-Kampagnen und „Smart Oil Recovery“-(SOR-)Projekte. Durch den erfolgreichen Abschluss der Workover-Kampagne zur Gasspeicherung konnte die Speicherkapazität von 2,2 Mrd m3 aufrechterhalten und damit die Versorgungssicherheit gewährleistet werden. Die Kostendisziplin konnte durch die konsequente Umsetzung von Programmen zur Kosten- und Produktionsoptimierung gewahrt werden. Die Maßnahmen zur Verbesserung der HSSE-Leistung wurden auf das Personal der Vertragsunternehmen ausgeweitet, um eine starke Sicherheitskultur auf allen Ebenen der Organisation zu etablieren. Mit der im Jahr 2025 durchgeführten Initiative zur Einhaltung von Methanemissionsvorschriften konnten interne Fähigkeiten und Kompetenzen gestärkt werden. Mit der Genehmigung des elektrischen Kompressors in der Gasstation Auersthal und den Arbeiten zur Anbindung des Gasspeicherkompressors verlaufen auch die Dekarbonisierungsmaßnahmen weiterhin nach Plan.
Wachstumsprojekte
Wittau Phase 1
Art der Kohlenwasserstoffe: Erdgas
Standort: Östlich von Wien, nahe Aderklaa
Betreiber: OMV Österreich (100%)
Erschließungskonzept: Die Phase 1 umfasst zwei Bohrungen (Wittau Tief 2a und Wittau Tief 3). Das geförderte Gas wird eine Gastrocknungsanlage (ZGT Wittau) durchlaufen und anschließend über eine 12 km lange Pipeline zur Gasaufbereitungsanlage Aderklaa transportiert.
Erstes Gas: 2026
Plateauproduktion: Rund 3 kboe/d (netto für OMV), was zu einer Steigerung der Gasproduktion von OMV in Österreich um etwa 50% führen sollte
Finale Investitionsentscheidung (FID): 1. Quartal 2025
Status quo und Ausblick: Die Fertigstellungs-, Stimulations- und Bohrlochreinigungsarbeiten für die Bohrung Wittau Tief 2a sind abgeschlossen. Mit der Bohrung Wittau Tief 3 wurde im Oktober 2025 begonnen, die Arbeiten sollen bis ins 1. Quartal 2026 andauern. Der Bau der Pipeline von der ZGT Wittau zur Gasaufbereitungsanlage Aderklaa inklusive Anschlussarbeiten und Wassertest ist abgeschlossen. Die Bauarbeiten in der ZGT Wittau und das Arbeitspaket für den Hochdruckkompressor in Aderklaa sind im Gange, die Inbetriebnahme soll im 1. Quartal 2026 erfolgen.
Rumänien
Im Jahr 2025 erzielte Rumänien gute Produktionsmengen. Zudem schritt das von OMV Petrom in Partnerschaft mit Romgaz Black Sea Limited (50%/50%) betriebene Vorzeigeprojekt Neptun Deep im vorgegebenen Zeit- und Budgetrahmen voran.
Exploration
Die Erdgasbohrung Spineni-1 wurde getestet und bestätigte ein Produktionspotenzial von 180.000 m3/d Erdgas und 25 m3/d Kondensat, was einer Gesamtmenge von etwa 1 kboe/d aus diesem Fund entspricht. Während der Explorationsphase wurden rund EUR 15 Mio investiert. Die Sonde wird an die bestehende Infrastruktur im Feld angebunden.
Operations
Im Jahr 2025 wurden in Rumänien abgesehen von Production Enhancement Contracts 31 neue Bohrungen und Sidetracks abgeteuft, 542 Workovers durchgeführt und 634 Sonden stillgelegt. Die guten Ergebnisse aus neuen Bohrungen und Workovers konnten den natürlichen Produktionsrückgang teilweise ausgleichen. Wichtige geplante Wartungsarbeiten sowohl an Offshore- als auch an Onshore-Anlagen wurden erfolgreich und sicher abgeschlossen.
Darüber hinaus hat OMV Petrom seine erste Dual-String-Gaskomplettierung im Gebiet Oltenia fertiggestellt. Die Bohrung Predești 2010 wurde sicher abgeteuft und komplettiert. Die Sonde fördert derzeit gleichzeitig Gas aus zwei separaten geologischen Schichten. Dual-String-Komplettierungen haben sich bereits bei Feldentwicklungsprojekten wie Brădești bewährt und sollen künftig auch in anderen Gasfeldern eingesetzt werden.
Im Hinblick auf weitere Projekte haben die Bauaktivitäten für das Tanklager Independenta und die Gasaufbereitungsanlage Abramut Fortschritte gemacht und sollen 2026 fortgesetzt werden.
Die Aktivitäten zur Reduzierung der Scope-1- und Scope-2-Emissionen bei OMV Petrom schritten 2025 voran. Dazu gehören Projekte zur Gewinnung von Strom (Gas to Power; G2P) oder Strom und thermischer Nutzenergie (Kraft-Wärme-Kopplung; KWK), um das routinemäßige Abfackeln und Ablassen von Erdölbegleitgas zu vermeiden. Zusammen mit den Anlagen zur Gewinnung von Solarstrom (Solar to Power; S2P) decken sie beinahe den gesamten Strombedarf des Geschäftsbereichs E&P von OMV Petrom ab.
Wachstumsprojekte
Neptun Deep
Art der Kohlenwasserstoffe: Erdgas
Betreiber: OMV Petrom (50%)
Standort: Rumänischer Sektor des Schwarzen Meeres, ca. 160 km vor der Küste, in Wassertiefen von 100 bis 1.000 m
Erschließungskonzept: Insgesamt sind zehn Bohrungen unter Wasser geplant. Das Pelican South-Feld verfügt über vier Bohrungen an einem Bohrzentrum und das Domino-Feld hat sechs Bohrungen, die sich auf zwei Bohrzentren verteilen. Das Projekt umfasst weiters Förderleitungen, eine unbemannte, autarke Offshore-Plattform mit Gastrocknungsanlagen, eine Gaspipeline nach Tuzla und eine Messstation.
Erstes Gas: 2027
Plateauförderung: 70 kboe/d (netto für OMV); wird voraussichtlich innerhalb eines Jahres nach dem ersten Gas erreicht und soll acht bis zehn Jahre andauern
Finale Investitionsentscheidung (FID): 2. Quartal 2023
Status quo und Ausblick: Im März 2025 begann die unter Vertrag genommene mobile Offshore-Bohranlage Transocean Barents mit der Bohrung von vier Bohrlöchern im Feld Pelican South. Anfang 2026 wurde sie zum Feld Domino verlegt, um dort mit den für den Abschluss des Feldentwicklungsplans vorgesehenen sechs Bohrungen zu beginnen. Alle von Drittunternehmen bezogenen Materialien, Pipelines, Versorgungsleitungen und unterseeischen Förderungssysteme wurden pünktlich angeliefert, um die Arbeiten des Hauptauftragnehmers zu unterstützen. Die Herstellung der Aufbauten und des Tragwerks der Flachwasserplattform verläuft planmäßig; das Auslaufen der Plattform aus Indonesien bzw. Sardinien wird für 2026 erwartet. Die Arbeiten an der Erdgasmessstation an Land kommen gut voran. Der Mikrotunnel, der die Trasse für die Hauptpipeline unter dem Strand bildet, wurde bereits fertiggestellt und ist für die für Anfang 2026 geplante Verlegung der Pipeline im Anlandebereich bereit. Insgesamt verläuft das Projekt nach Plan; die erste Gasproduktion wird für 2027 erwartet.
Bulgarien
Im März 2025 übertrug OMV Petrom 50% seiner Beteiligung an der Explorationslizenz Han Asparuh an eine Tochtergesellschaft des israelischen Unternehmens NewMed Energy, wird jedoch weiterhin als Betreiber fungieren. Im Gegenzug wird NewMed Energy einen erheblichen Teil der Explorations- und Evaluierungskosten übernehmen. Nach dem Einstieg des staatlichen bulgarischen Energieunternehmens BEH in den Han Asparuh-Block im Jänner 2026 mit einem Anteil von 10% hält OMV Petrom weiterhin 45% an der Lizenz und bleibt der Betreiber.
Geplant sind zwei vielversprechende Tiefsee-Explorationsbohrungen, wobei die erste Bohrung bereits im Dezember 2025 mit dem Bohrschiff Noble Globetrotter I abgeteuft wurde. Die Kosten für diese auf fünf Monate anberaumte Bohrkampagne werden sich voraussichtlich auf ungefähr EUR 170 Mio (OMV Petrom Anteil rund EUR 30 Mio) belaufen.
Han Asparuh ist ein Explorationsblock mit einer Fläche von 13.712 km2 und einer Wassertiefe von knapp 2.000 m auf bulgarischem Gebiet im westlichen Teil des Schwarzen Meeres und liegt südlich des Blocks Neptun Deep, der zu Rumänien gehört.
Süd
In der Region Süd ist OMV in den Vereinigten Arabischen Emiraten, Libyen, Tunesien und der Region Kurdistan im Irak tätig. OMV beabsichtigt, seine Gasförderung und Ressourcenbasis in Nordafrika auszubauen. In Anbetracht des erheblichen Potenzials dieser Region bietet sich dem Unternehmen die Möglichkeit, sein Portfolio zu diversifizieren und die allgemeine Widerstandsfähigkeit zu verbessern. Im Jahr 2025 belief sich die Produktion von OMV in der Region Süd auf durchschnittlich 103 kboe/d (2024: 96 kboe/d), wobei der Erdgasanteil bei rund 12% (2024: 13%) lag.
Libyen
Exploration
Die Bohrung Essar wurde im Oktober 2025 erfolgreich getestet. Dieser Ende 2024 getätigte Fund liegt in dem unter Betriebsführerschaft von OMV stehenden Vertragsgebiet 106/4 (EPSA C103) im Sirte-Becken. Im Zuge der Tests wurden kommerziell nutzbare Fördermengen von rund 4 kboe/d gemessen. Der Fund soll über eine Anbindung an die in der Nähe befindliche bestehende Infrastruktur erschlossen werden. Darüber hinaus wurden die Explorationsaktivitäten im Murzuq-Becken mit drei Bohrungen unter der Betriebsführerschaft von Repsol wiederaufgenommen.
Operations
Im Jahr 2025 lag die Produktion um 25% über dem Vorjahr – ein wichtiger Meilenstein für die OMV Aktivitäten in Libyen. Die im Jahr 2025 erzielte durchschnittliche Produktion von 35 kboe/d stellt die höchste jemals von OMV Libyen erzielte Förderrate dar. Hauptverantwortlich dafür war der Anteil von OMV am Feld El Sharara (26 kboe/d), wo dank verstärkter Bohrtätigkeiten und Workovers die höchsten Produktionsmengen seit Jahren erzielt wurden.
Im zweiten Quartal 2025 wurde das Nafoora Asset Team eingesetzt, um die Anlagenleistung zu verbessern, den Produktionshochlauf zu beschleunigen und OMV mehr operative Kontrolle zu verschaffen. Trotz der angespannten Sicherheitslage in Tripolis im Frühjahr 2025 stabilisierte sich das allgemeine Umfeld, und es konnte eine konstante Förderung erzielt werden.
Wachstumsprojekte
Neuentwicklung des Felds Nafoora
-
Art der Kohlenwasserstoffe: Erdöl
-
Standort: Sirte-Becken im Osten Libyens
-
Betreiber/JV: AGOCO, mit OMV und NOC JV unter dem Nafoora Asset Team (NAT)
-
Erschließungskonzept: Projekt zur Neuentwicklung des Ölfelds unter gemeinsamer Leitung von OMV und NOC durch NAT und AGOCO als Betriebsführer; wesentlicher Beitrag zum Wachstum in Libyen bis 2030 und darüber hinaus.
-
Plateauförderung: 8 kboe/d (netto für OMV) bis 2030
-
Finale Investitionsentscheidung (FID): Für die komplette Neuentwicklung des Felds geplant im 2. Quartal 2026
-
Status quo und Ausblick: Im Jahr 2025 wurden fünf Bohrungen niedergebracht. Die Förderung im Feld Nafoora erreichte rund 6 kboe/d (netto für OMV). Im Jahr 2026 sind sechs weitere Zwischenbohrungen geplant, wobei ie FID im 2. Quartal 2026 erfolgen soll.
Vereinigte Arabische Emirate (VAE)
In den VAE stieg die Förderleistung im Jahr 2025 leicht an, was auf die verbesserte Zuverlässigkeit und Effizienz der Offshore-Anlagen in den Feldern Umm Lulu und SARB (Satah Al Razboot) zurückzuführen ist. In beiden Feldern wurden die Erschließungsbohrungen und Evaluierungstätigkeiten fortgesetzt.
Wachstumsprojekte
SARB und Umm Lulu Phase 2
Art der Kohlenwasserstoffe: Erdöl
Standort: Feld SARB, 120 km von Abu Dhabi entfernt; Feld Umm Lulu, rund 30 km entfernt
Betreiber: Ölförderanlagen in Flachwasserzonen unter Betriebsführerschaft von ADNOC (OMV Anteil 20%)
Erschließungskonzept: Zwischenbohrprogramm (2024–2026) und Anbindung an bestehende Anlagen
Plateauförderung: 8 kboe/d (netto für OMV) bis 2030
Finale Investitionsentscheidung (FID): 3. Quartal 2022
Status quo und Ausblick: Sowohl SARB Phase 2 als auch Umm Lulu Phase 2 befinden sich in der Ausführungsphase; mehr als 50% der Bohrungen sind abgeteuft, und die Arbeiten werden 2026 fortgesetzt; die Installation der Hauptölleitung für Umm Lulu ist im Gange.
Tunesien
Exploration
Die jüngsten Explorationsfunde (Aziza-1 im Gebiet Jenein Sud sowie Anbar-1, Sabeh-1 und Wissal-1 im Gebiet Borj El Khadra) ermöglichten die Vergabe von zwei neuen Konzessionen für OMV. Beide Konzessionen, Aziza und Sabeh, werden über die oberirdischen Anlagen von OMV des Komplexes Nawara erschlossen.
Operations
Die Produktionsaktivitäten wurden im gesamten Jahr 2025 sicher durchgeführt und aufrechterhalten. Bei den Bohrungen Ritma-1 und Benefsej-1 wurde eine Workover-Kampagne zur Wiederaufnahme der Förderung durchgeführt. Die Workovers der Bohrung Sourour-1 waren darauf ausgerichtet, das Bohrloch zu sichern und das Produktionsniveau aufrechtzuerhalten. Die geplanten Abschaltungen der Anlagen des Komplexes Nawara im Mai und im Feld Waha im September verliefen erfolgreich. Der nächste Turnaround soll 2027 erfolgen.
Region Kurdistan im Irak (RKI)
Operations
In der RKI bewiesen die Tätigkeiten im Feld Khor Mor unter der Betriebsführerschaft von Pearl Petroleum anhaltende Widerstandsfähigkeit. Die Produktion konnte trotz widriger Sicherheitsbedingungen aufrechterhalten werden. Im Rahmen des Erweiterungsprojekts KM250 wurde erstes Gas gefördert. Die Drohnenaktivitäten hielten das ganze Jahr über an. Leider kam es im November 2025 zu einem schweren Angriff. Während glücklicherweise keine Personen verletzt wurden, gab es Schäden an den Anlagen, woraufhin die Produktion im Feld für zwei Tage gestoppt werden musste.
Wachstumsprojekte
Khor Mor Erweiterung („KM250“)
-
Art der Kohlenwasserstoffe: Gas, Kondensat und LPG
-
Standort: Region Kurdistan im Irak
-
Betreiber/JV: Für RKI bedeutendes Onshore-Gasentwicklungsprojekt unter Betriebsführerschaft von Pearl Petroleum (OMV Anteil 10%)
-
Plateauförderung: 4 kboe/d (netto für OMV)
-
Finale Investitionsentscheidung (FID): 4. Quartal 2019
-
Status quo: Erste kommerzielle Gasverkäufe wurden im Oktober 2025 erzielt; die Anlage wurde 2025 an den Betrieb übergeben.
Rest der Welt
Im Jahr 2025 schloss OMV seinen Rückzug aus dem Jemen ab. Abgesehen von den Kernregionen ist OMV in Neuseeland aktiv. Die Produktion von OMV in Neuseeland lag 2025 bei durchschnittlich 19 kboe/d (2024: 24 kboe/d), bei einem Erdgasanteil von rund 64% (2024: 67%).
Neuseeland
In Neuseeland wurden die Regierung und die Aufsichtsbehörden in Kenntnis gesetzt, dass die Förderung aus dem Gasfeld Māui voraussichtlich Ende 2026 eingestellt wird. Eine stärkere Produktionsleistung und geringere Förderrückgänge im Ölfeld Maari veranlassten OMV, die wirtschaftliche Lebensdauer des Felds bis 2032/33 zu verlängern und eine Verlängerung der Genehmigung über das Jahr 2027 hinaus zu beantragen. Der Antrag auf eine zehnjährige Verlängerung wurde im August 2025 bewilligt.