Ergänzende Informationen zu Öl- und Gasreserven (ungeprüft) Die folgenden Tabellen stellen Zusatzinformationen hinsichtlich der Öl- und Gasaktivitäten des Konzerns dar. Da dieser Themenbereich unter IFRS 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 Pearl 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. (XLSX:) Download 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 (XLSX:) Download 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. (XLSX:) Download 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. (XLSX:) Download 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. (XLSX:) Download 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 (XLSX:) Download 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 Gasspeicherreservoirs2019: Inklusive rund 67,6 bcf an Kissengas in Gasspeicherreservoirs2018: 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. (XLSX:) Download 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 (XLSX:) Download 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. close IFRSs International Financial Reporting Standards close Pearl Pearl Petroleum Company Limited 38 – Direkte und indirekte Beteiligungen der OMV AktiengesellschaftVorstand
