Energy

Energy umfasst das Explorations- und Produktionsgeschäft (E&P), den gesamten Gasbereich (Gas Marketing & Power) und das Low-Carbon-Geschäft (Low Carbon Business; LCB). 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 erneuerbare Energien und Geothermie.

Finanzielle Performance

Im Jahr 2025 betrug der durchschnittliche Brent-Preis USD 69/bbl und lag damit rund 14% unter dem Wert des Vorjahres (2024: USD 81/bbl). Der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns ging im Einklang mit der Brent-Benchmark um 14% auf USD 67/bbl zurück (2024: USD 78/bbl). Der THE-Gaspreis stieg um 8% auf EUR 37/MWh (2024: EUR 35/MWh). Der durchschnittlich realisierte Gaspreis erhöhte sich um 21% auf rund EUR 30/MWh (2024: EUR 25/MWh) und entwickelte sich damit besser als die europäischen Benchmark-Preise, was überwiegend auf die geänderte Portfoliostruktur nach der Veräußerung von SapuraOMV zurückzuführen ist.

Das Operative Ergebnis vor Sondereffekten sank 2025 um 29% auf EUR 2.707 Mio (2024: EUR 3.810 Mio). Ursächlich dafür waren vor allem negative Markteffekte und ein deutlich geringeres Ergebnis von Gas Marketing & Power. Das E&P-Geschäft wurde durch niedrigere Ölpreise sowie ungünstige Wechselkursentwicklungen beeinträchtigt. Gestiegene Gaspreise konnten dies nur teilweise kompensieren. Die resultierenden Markteffekte betrugen EUR –634 Mio. Geringere Liftings in Norwegen und die fehlenden Verkaufsmengen der veräußerten malaysischen Assets verringerten das Ergebnis zusätzlich. Dies wurde teilweise durch niedrigere Abschreibungen in Neuseeland, hauptsächlich bedingt durch die Wertminderung einiger E&P-Vermögenswerte im Jahr 2024, sowie höhere Liftings in den Vereinigten Arabischen Emiraten und in Libyen kompensiert.

Die Gesamtproduktion an Kohlenwasserstoffen belief sich auf 305 kboe/d und war damit im Rahmen des prognostizierten Niveaus. Bereinigt um den Effekt der Veräußerung von SapuraOMV beschränkte sich der Produktionsrückgang auf rund 2%. Im Jahr 2024 verzeichnete SapuraOMV eine Förderung von 28 kboe/d. Überdies verringerte sich die Produktion in Neuseeland, Rumänien und Norwegen, vor allem infolge natürlicher Förderrückgänge. Eine gesteigerte Produktion in Libyen, wo es 2024 infolge höherer Gewalt zu ungeplanten Stillständen gekommen war, konnte dies teilweise ausgleichen. Die Produktionskosten abzüglich Lizenzgebühren stiegen aufgrund geringerer Fördermengen und einer unvorteilhaften Wechselkursentwicklung auf USD 10,6/boe (2024: USD 10,0/boe). Eine niedrigere absolute Kostenbasis konnte dies teilweise kompensieren. Die Gesamtverkaufsmenge an Kohlenwasserstoffen ging größtenteils im Einklang mit der Gesamtproduktion um 36 kboe/d auf 288 kboe/d zurück.

Das Ergebnis von Gas Marketing & Power verringerte sich 2025 auf EUR 252 Mio (2024: EUR 628 Mio). Dies ist vor allem auf das Ergebnis von Gas Marketing Westeuropa zurückzuführen, das 2025 auf EUR 181 Mio (2024: EUR 557 Mio) sank. Ursächlich dafür waren größtenteils Einmaleffekte im Zusammenhang mit Schiedssprüchen, die das Vorjahr positiv beeinflusst hatten. Zusätzlich führten ein schwächeres Speichergeschäft infolge geringerer Sommer/Winter-Margen sowie ein Rückgang im Verkaufsgeschäft aufgrund einer geringeren Preisvolatilität zu einem rückläufigen Ergebnis. Der Beitrag von Gas & Power Osteuropa war mit EUR 71 Mio gleich hoch wie im Vorjahr (2024: EUR 71 Mio). Eine starke Leistung in der zweiten Hälfte des Jahres 2025, unterstützt durch die Liberalisierung des Strommarkts in Rumänien ab Juli 2025, konnte die negativen Ergebnisse der ersten beiden Quartale ausgleichen.

Die 2025 erfassten Sondereffekte beliefen sich auf EUR –830 Mio (2024: EUR –605 Mio), wobei der Großteil davon auf nicht zahlungswirksame Netto-Wertminderungen von E&P-Vermögenswerten zurückzuführen ist. Zudem wurde 2025 gemäß den vereinbarten Grundsätzen über die Verlängerung der Produktionslizenzen in Rumänien um weitere 15 Jahre eine Wertminderung von EUR 297 Mio an sonstigen finanziellen Vermögenswerten im Zusammenhang mit Rekultivierungsverpflichtungen vorgenommen. Die im Jahr 2024 erfassten Sondereffekte standen hauptsächlich im Zusammenhang mit Wertminderungen von E&P-Vermögenswerten. Das Operative Ergebnis verringerte sich auf EUR 1.877 Mio (2024: EUR 3.205 Mio).

Die Investitionen einschließlich aktivierter E&A-Ausgaben verringerten sich 2025 auf EUR 1.910 Mio (2024: EUR 1.972 Mio), da das Jahr 2024 durch anorganische Investitionen in Erneuerbare-Energien-Projekte in Rumänien beeinflusst war. Dies wurde teilweise durch einen Anstieg der organischen Investitionen auf EUR 1.881 Mio (2024: EUR 1.787 Mio) ausgeglichen, insbesondere aufgrund von Neptun Deep in Rumänien sowie erhöhter Aktivitäten in Österreich, Libyen und Norwegen. Diesen Mehrausgaben standen die Veräußerungen der Ghasha-Konzession in den Vereinigten Arabischen Emiraten und von SapuraOMV gegenüber. Organische Investitionen wurden im Jahr 2025 vorwiegend für Projekte in Rumänien, Norwegen und Österreich getätigt. Die Explorationsausgaben betrugen im Jahr 2025 EUR 148 Mio und lagen damit unter dem Wert von 2024 (EUR 229 Mio). Der Rückgang ist größtenteils auf den Verkauf von SapuraOMV und geringere Aufwendungen bei OMV Petrom E&P zurückzuführen. Die E&A-Ausgaben konzentrierten sich 2025 vor allem auf Aktivitäten in Norwegen, Österreich und Libyen.