Upstream

Im Geschäftsbereich Upstream setzte die OMV 2019 die Neuausrichtung ihres Portfolios entsprechend dem Fokus auf eine verbesserte Qualität der Assets und den Ausbau der Reserven fort. Die Produktion erreichte im vierten Quartal 2019 mit mehr als 500 kboe/d einen neuen Rekord. Die Produktionskosten fielen unter USD 7,0/boe und die jährliche Reservenersatzrate lag zum Jahresende bei 135%.

Finanzielle Performance

Das Operative Ergebnis vor Sondereffekten sank 2019 von EUR 2.027 Mio auf EUR 1.951 Mio. Infolge der Akquisitionen in Neuseeland (Q4/18), den Vereinigten Arabischen Emiraten (Q2/18) und Malaysia (Q1/19) sowie einer gestiegenen Produktion in Norwegen kam es zu höheren Abschreibungen in Höhe von EUR −382 Mio. Netto-Markteffekte in Höhe von EUR −80 Mio beeinflussten das Ergebnis negativ. Geringere durchschnittlich realisierte Öl- und Gaspreise wurden nur teilweise durch einen schwächeren Hedging-Verlust und durch positive Fremdwährungseffekte kompensiert. Die verbesserte operative Performance wirkte sich mit einem Plus von EUR 386 Mio aus und ist im Wesentlichen auf die OMV Akquisitionen in Neuseeland, den Vereinigten Arabischen Emiraten und Malaysia sowie eine gestiegene Produktion in Norwegen zurückzuführen. Diese Effekte wurden durch geringere Beiträge aus Rumänien, infolge eines natürlichen Förderrückgangs, und durch die Veräußerung des OMV Upstream-Geschäfts in Pakistan in Q2/18 teilweise kompensiert. Die OMV Petrom trug 2019 EUR 599 Mio (2018: EUR 693 Mio) zum Operativen Ergebnis vor Sondereffekten bei.

Die 2019 erfassten Sondereffekte beliefen sich auf EUR −71 Mio (2018: EUR 95 Mio). Das Operative Ergebnis ging auf EUR 1.879 Mio zurück (2018: EUR 2.122 Mio).

Die Produktionskosten abzüglich Lizenzgebühren fielen um 6% auf USD 6,6/boe. Die höhere Produktion sowie die positive Wechselkursentwicklung trugen dazu bei. Die Produktionskosten der OMV Petrom sanken um 3% auf USD 10,9/boe.

Die Gesamtproduktion erhöhte sich um 60 kboe/d auf 487 kboe/d, vor allem infolge der Akquisitionen in Neuseeland, den Vereinigten Arabischen Emiraten und Malaysia sowie der gestiegenen Produktion in Norwegen. Diese wurde durch geringere Produktionsbeiträge aus Rumänien und der Veräußerung des OMV Upstream-Geschäfts in Pakistan in Q2/18 teilweise kompensiert. Zusätzlich wurde die Produktion aus dem libyschen El Sharara Feld Anfang 2019 eingestellt und begann erst wieder im März. Die durchschnittliche Produktion in Libyen betrug 16 kboe/d in Q1/19 verglichen mit durchschnittlich rund 35 kboe/d in den verbleibenden Quartalen. Die durchschnittliche Tagesproduktion der OMV Petrom fiel hauptsächlich aufgrund des natürlichen Förderrückgangs um 8 kboe/d auf 152 kboe/d. Die Gesamtverkaufsmenge stieg um 14% auf 169,3 Mio boe (2018: 148,7 Mio boe), vornehmlich infolge der Akquisitionen in Neuseeland, den Vereinigten Arabischen Emiraten und Malaysia, die teilweise durch geringere Verkaufsvolumen in Rumänien sowie die Veräußerung des OMV Upstream-Geschäfts in Pakistan in Q2/18 kompensiert wurden.

Der durchschnittliche Brent-Preis sank 2019 um 10% auf USD 64/bbl. Der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns ging um 1% zurück. Dies ist hauptsächlich auf Hedging-Verluste im Jahr 2018 zurückzuführen. Der durchschnittlich realisierte Gaspreis in USD/1.000 cf war um 14% niedriger, hauptsächlich aufgrund der Temperaturen im Winter, die höher ausfielen als erwartet, höherer durchschnittlicher Lagerbestände innerhalb Europas und einer Verdoppelung der LNG-Importe nach Europa. Die von der OMV im Jahr 2019 realisierten Gaspreise wurden von realisierten Hedging-Verlusten in Höhe von EUR −51 Mio beeinflusst.

Die Investitionen einschließlich aktivierter Explorationsausgaben beliefen sich 2019 auf EUR 2.070 Mio (2018: EUR 3.075 Mio) und beinhalteten auch den Erwerb eines 50%-Anteils am neugegründeten Unternehmen SapuraOMV in Höhe von USD 540 Mio in Q1/19. Die Investitionen einschließlich aktivierter Explorationsausgaben waren 2018 im Wesentlichen auf den Erwerb eines 20%-Anteils an zwei Offshore-Ölfeldern in den Vereinigten Arabischen Emiraten von ADNOC in Q2/18 in Höhe von USD 1,5 Mrd sowie den Erwerb des Upstream-Geschäfts von Shell in Neuseeland in Q4/18 für USD 579 Mio zurückzuführen. Organische Investitionen wurden 2019 vorwiegend in Rumänien, Norwegen und den Vereinigten Arabischen Emiraten getätigt. Die Explorationsausgaben, die sich vor allem auf Aktivitäten in Rumänien, Norwegen und Österreich bezogen, stiegen um 20% auf EUR 360 Mio.

Reservenentwicklung

Zum 31. Dezember 2019 stiegen die sicheren Reserven (1P) auf 1.332 Mio boe (davon OMV Petrom ¹: 504 Mio boe). Mit einer jährlichen Reservenersatzrate von 135% (2018: 180%) lag dieser Wert das vierte Jahr in Folge über 100%. Die dreijährige Reservenersatzrate stieg erneut und liegt bei 166% (2018: 160%). Die Erhöhung der sicheren Reserven ist vor allem bedingt durch den Erwerb des Anteils an SapuraOMV in Malaysia. Weitere wesentliche Revisionen wurden durch erfolgreiche Bohr- und Entwicklungsaktivitäten und positive Produktionsentwicklungen in Russland, Norwegen und Neuseeland durchgeführt.

Die sicheren und wahrscheinlichen Reserven (2P) beliefen sich auf 2.378 Mio boe (davon OMV Petrom ¹: 786 Mio boe). Dies ist maßgeblich auf die Akquisitionen in Malaysia und Entwicklungstätigkeiten in der Konzession Ghasha in den Vereinigten Arabischen Emiraten zurückzuführen.