Ergänzende Informationen zu Öl- und Gasreserven (ungeprüft)

Die folgenden Tabellen stellen Zusatzinformationen hinsichtlich der Öl- und Gasaktivitäten des Konzerns dar. Da dieser Themenbereich unter nicht detailliert geregelt ist, hat der Konzern beschlossen, jene Daten freiwillig zu veröffentlichen, die gemäß der ASC 932 erforderlich wären, würde nach US GAAP berichtet werden.

Sofern sich die nachfolgenden Zusatzangaben auf Jahresabschlussinformationen beziehen, beruhen diese auf den Daten des IFRS Konzernabschlusses.

Die regionale Aufteilung wird nachfolgend beschrieben 1:

Rumänien und Schwarzes Meer

Bulgarien, Kasachstan und Rumänien

Österreich

Österreich

Russland

Russland

Nordsee

Norwegen

Mittlerer Osten und Afrika

Iran (Evaluierung ausgesetzt), Region Kurdistan im Irak, Libyen, Tunesien, Vereinigte Arabische Emirate, Jemen, Madagaskar (bis 2019), Pakistan (bis 2018)

Neuseeland und Australien

Australien und Neuseeland

Malaysia

SapuraOMV 2

1 Die Regionen „Mittel- und Osteuropa“ (beinhaltet Rumänien und Schwarzes Meer sowie Österreich) und „Asien-Pazifik“ (beinhaltet Neuseeland und Australien sowie Malaysia) laut Lagebericht werden für diese Angabe weiter untergliedert, um die Informationen detaillierter darzustellen.

2 Beinhaltet nicht nur Malaysia, sondern auch die Tochtergesellschaften der SapuraOMV in Neuseeland, Australien und Mexiko.

Akquisitionen

Es gab keine wesentlichen Akquisitionen in 2020.

Am 31. Januar 2019 erwarb die OMV einen 50%-Anteil am begebenen Aktienkapital der SapuraOMV Upstream Sdn. Bhd. Da die OMV die Entscheidungsgewalt über die relevanten Tätigkeiten besitzt, werden die neugegründete Gesellschaft sowie ihre Tochtergesellschaften per Vollkonsolidierung in den OMV Konzernabschluss einbezogen. Neben einer zukünftig steigenden Tagesproduktion in malaysischen Offshore-Gasfeldern, gewährt diese Transaktion der OMV Zugang zu Explorationsblöcken in Neuseeland, Australien und Mexiko. SapuraOMV Upstream Sdn.Bhd. und ihre Tochtergesellschaften werden in den nachfolgenden Tabellen in der Region Malaysia gezeigt.

Am 29. April 2018 erwarb die OMV einen 20%-Anteil an einer Offshore-Konzession in Abu Dhabi, bestehend aus zwei Hauptfeldern – SARB und Umm Lulu – mit der dazugehörigen Infrastruktur. Weiters unterzeichnete die OMV am 19. Dezember 2018 ein Konzessionsabkommen für die Vergabe an der Ghasha-Konzession Offshore Abu Dhabi, die das Mega-Projekt Ghasha umfasst.

Die OMV hat am 28.Dezember 2018 auch die Übernahme des Shell Upstream Geschäfts in Neuseeland abgeschlossen.

Veräußerungen

Es gab keine wesentlichen Veräußerungen im Jahr 2020 und 2019.

Am 28. Juni 2018 hat die OMV den Verkauf ihrer in Pakistan aktiven Upstream-Unternehmungen abgeschlossen. Weiters wurde der Verkauf von OMV Tunisia Upstream GmbH , die einen Teil des OMV Upstream Geschäfts in Tunesien beinhaltet, am 21. Dezember 2018 abgeschlossen.

Nicht beherrschende Anteile

Da die OMV 51% an OMV Petrom hält, ist diese vollkonsolidiert; es sind daher 100% der OMV Petrom Vermögenswerte und Ergebnisse enthalten.

Die OMV hält eine 50% Beteiligung an SapuraOMV, die vollkonsolidiert ist. Die Zahlen beinhalten daher 100% der Vermögenswerte und Ergebnisse der SapuraOMV.

At-equity bewertete Beteiligungen

Die OMV hält 10% an Petroleum Company Limited (Region Mittlerer Osten und Afrika).

Die OMV hat 24,99%-Anteile an OJSC Severnefte-gazprom (Region Russland).

Die nachfolgenden Angaben zu den at-equity bewerteten Beteiligungen entsprechen dem OMV Anteil an den Unternehmen.

Die nachfolgenden Darstellungen können Rundungsdifferenzen enthalten.

Tabellen

a) Aktivierte Kosten

Die aktivierten Kosten umfassen die Summe des aktivierten Öl- und Gasvermögens einschließlich sonstiges immaterielles Vermögen und Sachanlagen wie Grundvermögen, Betriebs- und Geschäftsausstattung, Konzessionen, Lizenzen und Rechte.

Aktivierte Kosten – Tochtergesellschaften

In EUR Mio

 

 

 

 

2020

2019

2018

Öl- und Gasvermögen ohne sichere Reserven

2.461

3.211

2.587

Öl- und Gasvermögen mit sicheren Reserven

26.988

26.830

24.510

Gesamt

29.449

30.041

27.097

Kumulierte Abschreibung

–17.117

–15.484

–13.961

Aktivierte Kosten (abzüglich Abschreibung)

12.333

14.557

13.136

Aktivierte Kosten – at-equity bewertete Beteiligungen

In EUR Mio

 

 

 

 

2020

2019

2018

Öl- und Gasvermögen ohne sichere Reserven

154

173

249

Öl- und Gasvermögen mit sicheren Reserven

346

315

202

Gesamt

501

489

451

Kumulierte Abschreibung

–76

–67

–35

Aktivierte Kosten (abzüglich Abschreibung)

424

421

417

b) Kosten der Periode

Die Kosten der Periode umfassen alle Kosten, die im Zusammenhang mit der Anschaffung, Exploration und Entwicklung von Öl- und Gasvorkommen anfallen, unabhängig davon, ob diese Kosten aktiviert werden oder Aufwand der laufenden Periode sind.

Kosten der Periode

In EUR Mio

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Rumänien und Schwarzes Meer

Österreich

Russland

Nordsee

Mittlerer Osten und Afrika

Neuseeland und Australien

Malaysia

Gesamt

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2020

Tochterunternehmen

 

 

 

 

 

 

 

 

Anschaffungskosten für sichere Reserven

Anschaffungskosten für nicht sichere Reserven

Explorationskosten

51

25

55

17

46

32

227

Entwicklungskosten

330

20

187

163

60

19

778

Kosten der Periode

380

45

242

180

106

51

1.005

At-equity bewertete Beteiligungen

55

7

62

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2019

Tochterunternehmen

 

 

 

 

 

 

 

 

Anschaffungskosten für sichere Reserven

1

1

604

605

Anschaffungskosten für nicht sichere Reserven

12

683

695

Explorationskosten

93

53

121

32

40

20

360

Entwicklungskosten

411

58

174

222

65

90

1.021

Kosten der Periode

504

112

296

266

105

1.398

2.681

At-equity bewertete Beteiligungen

30

15

45

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2018

Tochterunternehmen

 

 

 

 

 

 

 

 

Anschaffungskosten für sichere Reserven

1.014

788

1.801

Anschaffungskosten für nicht sichere Reserven

321

386

707

Explorationskosten

118

61

99

12

9

300

Entwicklungslosten

412

59

210

196

10

887

Kosten der Periode

531

120

309

1.542

1.193

3.695

At-equity bewertete Beteiligungen

9

12

21

c) Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion

Die folgenden Tabellen stellen Erträge und Aufwendungen dar, die direkt im Zusammenhang mit der Öl- und Gasproduktion der OMV anfallen. Das Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion entspricht nicht dem Ergebnis des Upstream-Bereichs, da Zinsen, allgemeine Verwaltungskosten und andere Aufwendungen nicht enthalten sind. Die Ertragsteuer wird nach Berücksichtigung von Investitionsbegünstigungen und Verlustvorträgen und unter Anwendung des lokalen Steuersatzes hypothetisch errechnet.

Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion

In EUR Mio

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Rumänien und Schwarzes Meer

Österreich

Russland

Nordsee

Mittlerer Osten und Afrika

Neuseeland und Australien

Malaysia

Gesamt

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2020

Tochterunternehmen

 

 

 

 

 

 

 

 

Umsatz mit Dritten 1

57

–25

389

569

102

228

209

1.529

Konzerninterner Umsatz

1.203

186

269

365

102

2.125

 

1.260

161

389

838

467

330

209

3.654

Produktionsaufwand

–472

–77

–144

–125

–77

–24

–920

Förderzinsabgaben

–180

–40

–67

–34

–4

–325

Explorationsaufwand 2

–179

–96

–56

–298

–201

–67

–896

Abschreibungen, Wertminderungen und Zuschreibungen

–538

–223

–74

–309

–226

–384

–126

–1.880

Sonstige Kosten 3

–63

–16

–343

–135

–14

–23

–26

–619

 

–1.432

–452

–417

–644

–730

–719

–246

–4.641

Ergebnis vor Steuern

–172

–291

–28

194

–263

–389

–38

–987

Ertragsteuern 4

25

107

5

–122

118

107

–16

224

Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion

–148

–184

–23

72

–145

–282

–53

–763

Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen

15

16

31

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2019

Tochterunternehmen

 

 

 

 

 

 

 

 

Umsatz mit Dritten 1

94

19

550

891

527

335

171

2.586

Konzerninterner Umsatz

1.909

324

379

822

191

3.624

 

2.002

343

550

1.270

1.348

526

171

6.210

Produktionsaufwand

–500

–82

–158

–124

–98

–30

–991

Förderzinsabgaben

–250

–62

–103

–65

–16

–496

Explorationsaufwand 2

–53

–45

–73

–16

–24

–18

–229

Abschreibungen, Wertminderungen und Zuschreibungen

–553

–119

–91

–414

–233

–199

–73

–1.681

Sonstige Kosten 3

–93

–29

–429

–132

–45

–20

–13

–761

 

–1.449

–336

–520

–777

–520

–407

–149

–4.159

Ergebnis vor Steuern

553

7

30

493

828

119

21

2.051

Ertragsteuern 4

–88

1

–5

–402

–675

–25

–28

–1.222

Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion

465

8

24

91

153

94

–7

829

Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen

34

11

45

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2018

Tochterunternehmen

 

 

 

 

 

 

 

 

Umsatz mit Dritten 1

105

–194

605

1.051

520

84

2.172

Konzerninterner Umsatz

1.981

418

394

427

132

3.351

 

2.086

224

605

1.445

947

216

5.523

Produktionsaufwand

–509

–86

–156

–72

–50

–872

Förderzinsabgaben

–267

–79

–21

–25

–392

Explorationsaufwand 2

–58

–33

–50

–26

–8

–175

Abschreibungen, Wertminderungen und Zuschreibungen

–420

–114

–90

–409

–129

–64

–1.226

Sonstige Kosten 3

–51

–21

–406

–102

–7

–10

–598

 

–1.304

–333

–496

–717

–255

–157

–3.263

Ergebnis vor Steuern

781

–109

109

729

691

59

2.261

Ertragsteuern 4

–138

26

–21

–549

–474

–21

–1.178

Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion

643

–83

89

179

217

37

1.083

Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen

14

26

40

1

Enthält Hedging-Effekte aus Derivaten; die Region Österreich enthält Hedging-Effekte zentral gesteuerter Derivate (2020: EUR –37 Mio, 2019: EUR 2 Mio, 2018: EUR –219 Mio)

2

Enthält Wertminderungen betreffend Exploration und Evaluierung

3

Enthält Bestandsveränderungen von Vorräten

4

Ertragsteuern in den Regionen Nordsee und Mittlerer Osten und Afrika enthalten Körperschaftsteuern und “Special Petroleum Taxes”.

d) Öl- und Gasreserven

Sichere Reserven sind jene Mengen an Erdöl und -gas, für welche durch Analysen von geologischen und technischen Daten mit begründeter Sicherheit beurteilt werden kann, dass sie aus bekannten Lagerstätten unter gegenwärtigen wirtschaftlichen, produktionstechnischen und regulatorischen Bedingungen in der Zukunft und innerhalb der Konzessionsdauer – außer die Verlängerung der Konzession ist sicher – wirtschaftlich gefördert werden können. Die sicheren Reserven werden auf Basis eines 12-Monats-Durchschnittspreises ermittelt, es sei denn, die Preise sind vertraglich festgelegt.

Sichere, entwickelte Reserven sind jene Reserven, die voraussichtlich mittels bestehenden Bohrungen mit bestehenden Ausrüstungen und Verfahren, oder wenn die Kosten der benötigten Ausrüstung relativ gering verglichen mit den Kosten einer neuen Bohrung sind, gefördert werden können. Weiters ist von sicheren entwickelten Reserven auszugehen, falls sichere Reserven voraussichtlich durch bereits vorhandene und zurzeit in Betrieb befindlicher Förderanlagen und -infrastruktur gefördert werden können. Es sollte sichergestellt sein, dass die benötigten zukünftigen Aufwendungen zur Sicherstellung der bestehenden Ausrüstungen innerhalb des aktuellen Budgets geleistet werden.

Sichere, nicht entwickelte Reserven sind jene sicheren Reserven, die voraussichtlich aus neuen Bohrungen in Gebieten, in denen noch keine Bohrungen stattgefunden haben oder aus bestehenden Bohrungen, die zur Rekomplettierung eine verhältnismäßig hohe Aufwendung oder substanzielle neue Investition benötigen, um den Zustand alternder Einrichtungen zu gewährleisten oder diese zu ersetzen, gefördert werden können.

Erdöl und NGL

In Mio bbl

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Rumänien und Schwarzes Meer

Österreich

Russland

Nordsee

Mittlerer Osten und Afrika

Neuseeland und Australien

Malaysia

Gesamt

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – Tochterunternehmen

1. Jänner 2018

341,4

38,0

47,6

126,7

5,0

558,6

Revision früherer Schätzungen

9,5

3,3

15,8

–1,8

1,0

27,7

Erwerb von Reserven

100,3

6,3

106,6

Verkauf von Reserven

–2,4

–2,4

Erweiterungen und Neufunde

0,3

2,2

0,8

3,3

Produktion

–26,8

–4,3

–17,1

–15,3

–2,1

–65,6

31. Dezember 2018

324,4

37,0

48,4

208,3

10,2

628,3

Revision früherer Schätzungen

20,2

2,1

13,3

26,7

6,0

68,4

Erwerb von Reserven

9,5

9,5

Verkauf von Reserven

–3,4

–3,4

Erweiterungen und Neufunde

0,1

6,0

6,1

Produktion

–26,1

–4,0

–16,6

–21,8

–4,6

–2,1

–75,2

31. Dezember 2019

315,2

35,2

51,1

213,2

11,6

7,4

633,7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Revision früherer Schätzungen

8,6

2,7

8,5

69,7

0,2

1,0

90,7

Erwerb von Reserven

Verkauf von Reserven

Erweiterungen und Neufunde

0,5

0,5

Produktion

–25,5

–3,8

–15,1

–12,8

–3,8

–2,7

–63,7

31. Dezember 2020

298,8

34,0

44,5

270,2

8,0

5,7

661,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen

31. Dezember 2018

13,3

13,3

31. Dezember 2019

15,3

15,3

31. Dezember 2020

18,4

18,4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwickelte Reserven – Tochterunternehmen

31. Dezember 2018

295,9

35,5

42,6

162,1

9,1

545,2

31. Dezember 2019

287,2

35,2

37,2

179,7

7,8

5,7

552,7

31. Dezember 2020

273,1

33,9

32,7

172,7

5,6

5,7

523,8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen

31. Dezember 2018

13,3

13,3

31. Dezember 2019

14,9

14,9

31. Dezember 2020

15,7

15,7

Erdgas

In Mio bcf

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Rumänien und Schwarzes Meer

Österreich

Russland

Nordsee

Mittlerer Osten und Afrika

Neuseeland und Australien

Malaysia

Gesamt

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – Tochterunternehmen

1. Jänner 2018

1.214,1

219,1

375,0

74,3

58,4

1.941,0

Revision früherer Schätzungen

77,4

8,6

110,3

17,3

27,1

240,7

Erwerb von Reserven

166,1

166,1

Verkauf

–26,6

–26,6

Erweiterungen und Neufunde

3,5

4,9

0,3

8,8

Produktion

–170,4

–30,9

–60,9

–9,9

–16,0

–288,1

31. Dezember 2018 1

1.124,7

196,8

429,4

55,5

235,6

2.041,9

Revision früherer Schätzungen

58,2

10,1

76,0

9,6

145,4

299,3

Erwerb von Reserven

351,2

351,2

Verkauf

–6,3

–6,3

Erweiterungen und Neufunde

2,2

7,4

9,5

Produktion

–158,0

–29,2

–90,0

–3,2

–65,2

–15,5

–360,9

31. Dezember 2019 1

1.020,7

177,8

422,8

61,9

315,8

335,7

2.334,7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Revision früherer Schätzungen

61,3

2,5

58,3

27,5

–62,8

93,9

180,7

Erwerb von Reserven

Verkauf

Erweiterungen und Neufunde

7,2

7,2

Produktion

–148,6

–24,9

–97,5

–7,0

–57,7

–53,3

–389,0

31. Dezember 2020 1

940,7

155,3

383,6

82,4

195,3

376,3

2.133,6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen

31. Dezember 2018

1.392,0

212,6

1.604,7

31. Dezember 2019

1.376,8

277,3

1.654,1

31. Dezember 2020

1.321,0

383,8

1.704,8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwickelte Reserven – Tochterunternehmen

31. Dezember 2018

1.026,6

120,3

410,6

7,3

202,3

1.767,1

31. Dezember 2019

923,0

110,2

407,8

57,4

203,2

124,0

1.825,5

31. Dezember 2020

851,9

76,1

335,7

55,2

143,5

376,3

1.838,7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen

31. Dezember 2018

997,3

212,6

1.209,9

31. Dezember 2019

880,2

262,9

1.143,1

31. Dezember 2020

1.003,1

293,5

1.296,6

1

2020: Inklusive rund 67,6 bcf an Kissengas in Gasspeicherreservoirs
2019: Inklusive rund 67,6 bcf an Kissengas in Gasspeicherreservoirs
2018: Inklusive rund 68,4 bcf an Kissengas in Gasspeicherreservoirs

e) Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

Die zukünftige Netto-Cashflow-Information wird unter der Annahme erstellt, dass die vorherrschenden wirtschaftlichen und operativen Rahmenbedingungen über die Produktionsdauer der sicheren Reserven bestehen bleiben. Weder zukünftige Veränderungen der Preise, noch Fortschritte in der Technologie oder Veränderungen der operativen Bedingungen werden berücksichtigt.

Der zukünftige Cash-Inflow beinhaltet die Erlöse aus dem Verkauf der Produktionsmengen, inklusive Kissengas in Gasspeicherreservoirs, unter der Annahme, dass die zukünftige Produktion zu jenen Preisen verkauft wird, welche zur Schätzung der sicheren Reserven zu den Jahresend-Mengen dieser Reserven verwendet werden (12-Monats-Durchschnittspreis). Die zukünftigen Produktionskosten umfassen Ausgaben für die Förderung sicherer Reserven sowie entsprechende Steuern ohne Berücksichtigung der Inflation. In den zukünftigen Rekultivierungsausgaben sind die Kosten der Rekultivierung von Sonden und Produktionsanlagen enthalten. Die zukünftigen Entwicklungsausgaben umfassen die geschätzten Kosten für Entwicklungsbohrungen und Produktionsanlagen. Allen drei Bereichen liegt die Annahme zugrunde, dass das Kostenniveau zum Bilanzstichtag ohne Berücksichtigung der Inflation beibehalten wird. Die zukünftigen Steuerzahlungen werden unter Verwendung des Steuersatzes jenes Landes berechnet, in dem die OMV tätig ist. Der Barwert ergibt sich aus der Diskontierung des zukünftigen Netto-Cashflows mit einem Diskontfaktor von 10% pro Jahr. Die standardisierte Ermittlung stellt keine Schätzung des beizulegenden Zeitwertes der sicheren Reserven im Konzern dar. Eine Schätzung des beizulegenden Zeitwertes würde neben vielen anderen Faktoren auch die Gewinnungsmöglichkeit von Reserven, die über die Menge der sicheren Reserven hinausgeht, und voraussichtliche Veränderungen in den zukünftigen Preisen und Kosten sowie einen dem Risiko der Öl- und Gasproduktion entsprechenden Diskontierungssatz berücksichtigen.

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

In EUR Mio

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Tochterunternehmen und at-equity bewertete Beteiligungen

 

 

Rumänien und Schwarzes Meer

Österreich

Russland

Nordsee

Mittlerer Osten und Afrika

Neuseeland und Australien

Malaysia

Gesamt

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2020

Tochterunternehmen

 

 

 

 

 

 

 

 

Zukünftiger Cash-Inflow

12.167

1.513

2.497

2.628

9.914

928

959

30.607

Zukünftige Produktions- und Rekultivierungs­ausgaben

–7.748

–1.159

–2.276

–1.857

–3.907

–1.257

–450

–18.654

Zukünftige Entwicklungsausgaben

–1.632

–297

–373

–698

–226

–24

–3.249

Zukünftiger Netto-Cashflow vor Ertragsteuern

2.787

58

220

399

5.308

–554

486

8.704

Zukünftige Ertragssteuern

–69

–60

–1

–2.954

199

–104

–2.990

Zukünftiger Netto-Cashflow undiskontiert

2.718

58

160

397

2.354

–355

382

5.714

10% jährlicher Diskontsatz für die zeitliche Differenz des Cashflows

–1.038

–5

1

–40

–696

153

–103

–1.727

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

1.680

53

161

357

1.659

–202

279

3.987

At-equity bewertete Beteiligungen

100

233

333

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2019

Tochterunternehmen

 

 

 

 

 

 

 

 

Zukünftiger Cash-Inflow

19.932

2.554

3.402

4.432

12.597

1.972

1.246

46.135

Zukünftige Produktions- und Rekultivierungs­ausgaben

–9.156

–1.704

–2.779

–2.196

–3.398

–1.785

–461

–21.480

Zukünftige Entwicklungsausgaben

–2.081

–370

–527

–563

–325

–36

–3.901

Zukünftiger Netto-Cashflow vor Ertragsteuern

8.696

479

622

1.709

8.637

–138

749

20.754

Zukünftige Ertragsteuern

–819

–21

–125

–959

–5.188

101

–178

–7.191

Zukünftiger Netto-Cashflow undiskontiert

7.877

458

497

750

3.448

–37

570

13.563

10% jährlicher Diskontsatz für die zeitliche Differenz des Cashflows

–3.918

–47

–117

–286

–1.025

184

–126

–5.334

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

3.960

411

381

464

2.424

147

444

8.230

At-equity bewertete Beteiligungen

101

136

238

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2018

Tochterunternehmen

 

 

 

 

 

 

 

 

Zukünftiger Cash-Inflow

20.818

3.436

3.673

5.477

12.932

1.843

48.179

Zukünftige Produktions- und Rekultivierungs­ausgaben

–9.738

–1.933

–2.902

–1.982

–3.154

–1.734

–21.443

Zukünftige Entwicklungsausgaben

–1.921

–401

–166

–613

–69

–3.171

Zukünftiger Netto-Cashflow vor Ertragsteuern

9.158

1.102

771

3.329

9.164

40

23.564

Zukünftige Ertragsteuern

–846

–92

–155

–2.117

–5.422

61

–8.571

Zukünftiger Netto-Cashflow undiskontiert

8.312

1.010

616

1.212

3.742

101

14.993

10% jährlicher Diskontsatz für die zeitliche Differenz des Cashflows

–4.036

–413

–140

–120

–1.145

166

–5.689

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

4.275

597

476

1.092

2.597

267

9.304

At-equity bewertete Beteiligungen

166

152

318

f) Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

In EUR Mio

 

 

 

 

2020

2019

2019

Tochterunternehmen

 

 

 

1. Jänner

8.230

9.304

6.300

Verkauf von gefördertem Öl und Gas abzüglich Produktionsausgaben

–3.397

–3.942

–2.323

Nettoveränderung der Preise und Produktionskosten

–7.040

–1.810

4.183

Nettoveränderung aus dem Kauf und Verkauf von Mineralvorkommen

531

2.706

Nettoveränderung aufgrund von Erweiterungen und neuen Funden

22

72

133

Entwicklungs- und Rekultivierungsausgaben der laufenden Periode

1.031

674

669

Veränderung der geschätzten zukünftigen Entwicklungs- und Rekultivierungskosten in der Periode

259

–398

–420

Revision früherer Schätzungen

757

1.216

983

Zuwachs aus der Diskontierung

732

828

550

Nettoveränderung der Ertragsteuern (inkl. Steuereffekte aus Zukäufen und Verkäufen)

3.625

1.646

–3.310

Sonstiges 1

–232

108

–168

31. Dezember

3.987

8.230

9.304

At-equity bewertete Beteiligungen

333

238

318

1

Beinhaltet Wechselkursveränderungen gegenüber dem EUR.

IFRSs
International Financial Reporting Standards
Pearl
Pearl Petroleum Company Limited