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*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.: Rumänien und Schwarzes Meer Bulgarien, Kasachstan (bis Mai 2021) 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) Neuseeland und Australien Australien und Neuseeland Malaysia SapuraOMV*Beinhaltet nicht nur Malaysia, sondern auch die Tochtergesellschaften der SapuraOMV in Neuseeland, Australien und Mexiko. Akquisitionen Es gab keine wesentlichen Akquisitionen in den Jahren 2021 und 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. Veräußerungen Am 14. Mai 2021 hat die OMV Petrom den Verkauf ihrer 100%-Anteile an der Kom-Munai LLP und der Tasbulat Oil Corporation LLP (beide mit Sitz in Aktau, Kasachstan) abgeschlossen. Am 1. August 2021 schloss die SapuraOMV Upstream Sdn. Bhd. den Verkauf ihrer Anteile an der SapuraOMV Upstream (PM) Inc. ab, die Anteile an vor der malaysischen Halbinsel produzierenden Vermögenswerten gehalten hat. Es gab keine wesentlichen Veräußerungen in den Jahren 2020 und 2019. 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 Severneftegazprom (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 2021 2020 2019 Öl- und Gasvermögen ohne sichere Reserven 2.137 2.461 3.211 Öl- und Gasvermögen mit sicheren Reserven 27.611 26.988 26.830 Gesamt 29.749 29.449 30.041 Kumulierte Abschreibung –18.136 –17.117 –15.484 Aktivierte Kosten (abzüglich Abschreibung) 11.613 12.333 14.557 (XLSX:) Download Aktivierte Kosten – at-equity bewertete Beteiligungen In EUR Mio 2021 2020 2019 Öl- und Gasvermögen ohne sichere Reserven 164 154 173 Öl- und Gasvermögen mit sicheren Reserven 477 346 315 Gesamt 641 501 489 Kumulierte Abschreibung –99 –76 –67 Aktivierte Kosten (abzüglich Abschreibung) 542 424 421 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 2021 Tochterunternehmen Anschaffungskosten für sichere Reserven — — — — — — — — Anschaffungskosten für nicht sichere Reserven 1 — — 0 — — 1 3 Explorationskosten 41 6 — 81 25 26 30 210 Entwicklungskosten 265 38 — 243 165 102 39 852 Kosten der Periode 307 44 — 324 191 128 70 1.065 At-equity bewertete Beteiligungen — — 62 — 21 — — 83 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 Entwicklungslosten 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 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 Exploration & Production 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 2021 Tochterunternehmen Umsatz mit Dritten1 22 –649 562 876 556 279 239 1.884 Konzerninterner Umsatz 1.845 432 — 1.345 1.018 122 — 4.762 1.868 –218 562 2.221 1.574 400 239 6.646 Produktionsaufwand –477 –78 — –144 –146 –81 –24 –950 Förderzinsabgaben –404 –66 — — –135 –39 –13 –658 Explorationsaufwand2 –43 –5 — –108 –43 –18 –65 –281 Abschreibungen, Wertminderungen und Wertaufholungen –499 –102 –70 –381 –246 –127 –101 –1.526 Sonstige Kosten3 –70 –14 –329 –132 –25 –5 –21 –597 –1.493 –265 –399 –766 –596 –270 –223 –4.012 Ergebnis vor Steuern 375 –483 163 1.455 979 130 15 2.635 Ertragsteuern4 –59 121 –27 –981 –750 –38 –6 –1.740 Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion 316 –362 135 475 229 92 10 895 Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen — — 24 — 31 — — 55 2020 Tochterunternehmen Umsatz mit Dritten1 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 Explorationsaufwand2 –179 –96 — –56 –298 –201 –67 –896 Abschreibungen, Wertminderungen und Wertaufholungen –538 –223 –74 –309 –226 –384 –126 –1.880 Sonstige Kosten3 –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 Ertragsteuern4 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 Dritten1 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 Explorationsaufwand2 –53 –45 — –73 –16 –24 –18 –229 Abschreibungen, Wertminderungen und Wertaufholungen –553 –119 –91 –414 –233 –199 –73 –1.681 Sonstige Kosten3 –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 Ertragsteuern4 –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 1 Enthält Hedging-Effekte aus Derivaten; die Region Österreich enthält Hedging-Effekte zentral gesteuerter Derivate (2021: EUR –675 Mio, 2020: EUR –37 Mio, 2019: EUR 2 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 2019 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 Revision früherer Schätzungen 4,2 1,0 — 17,2 30,3 7,6 4,9 65,2 Erwerb von Reserven — — — — — — — — Verkauf von Reserven –21,4 — — — — — –2,4 –23,8 Erweiterungen und Neufunde 0,3 — — — — 0,8 — 1,0 Produktion –23,0 –3,6 — –15,3 –24,8 –3,5 –1,7 –71,9 31. Dezember 2021 258,8 31,4 — 46,4 275,7 12,9 6,5 631,7 Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen 31. Dezember 2019 — — — — 15,3 — — 15,3 31. Dezember 2020 — — — — 18,4 — — 18,4 31. Dezember 2021 — — — — 17,5 — — 17,5 Sichere, entwicklelte Reserven – Tochterunternehmen 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 31. Dezember 2021 234,2 31,4 — 40,7 189,2 6,0 1,6 503,2 Sichere, entwicklelte Reserven – at-equity bewertete Beteiligungen 31. Dezember 2019 — — — — 14,9 — — 14,9 31. Dezember 2020 — — — — 15,7 — — 15,7 31. Dezember 2021 — — — — 14,7 — — 14,7 (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 2019 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 20191 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 20201 940,7 155,3 — 383,6 82,4 195,3 376,3 2.133,6 Revision früherer Schätzungen 76,2 17,7 — 7,8 80,7 115,3 212,0 509,6 Erwerb von Reserven — — — — — — — — Verkauf –22,3 — — — — — –9,1 –31,5 Erweiterungen und Neufunde 1,5 — — — — 15,4 — 17,0 Produktion –130,6 –20,6 — –102,3 –17,3 –51,8 –64,5 –387,0 31. Dezember 20211 865,5 152,4 — 289,2 145,8 274,2 514,7 2.241,7 Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen 31. Dezember 2019 — — 1.376,8 — 277,3 — — 1.654,1 31. Dezember 2020 — — 1.321,0 — 383,8 — — 1.704,8 31. Dezember 2021 — — 1.167,1 — 369,2 — — 1.536,4 Sichere, entwickelte Reserven – Tochterunternehmen 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 31. Dezember 2021 779,5 84,0 — 287,0 62,5 115,4 291,9 1.620,2 Sichere, entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen 31. Dezember 2019 — — 880,2 — 262,9 — — 1.143,1 31. Dezember 2020 — — 1.003,1 — 293,5 — — 1.296,6 31. Dezember 2021 — — 1.090,7 — 278,9 — — 1.369,7 1 2021: Inklusive rund 67,6 bcf an Kissengas in Gasspeicherreservoirs2020: Inklusive rund 67,6 bcf an Kissengas in Gasspeicherreservoirs2019: Inklusive rund 67,6 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 2021 Tochterunternehmen Zukünftiger Cash-Inflow 17.585 3.336 2.625 5.608 16.545 1.905 1.433 49.038 Zukünftige Produktions- und Rekultivierungsausgaben –9.221 –1.612 –2.148 –2.293 –5.419 –1.647 –490 –22.831 Zukünftige Entwicklungsausgaben –1.422 –246 — –281 –776 –380 –257 –3.362 Zukünftiger Netto-Cashflow vor Ertragsteuern 6.942 1.479 477 3.034 10.350 –122 685 22.845 Zukünftige Ertragsteuern –577 –264 –97 –2.541 –6.893 116 –175 –10.432 Zukünftiger Netto-Cashflow undiskontiert 6.366 1.214 380 493 3.457 –6 510 12.413 10% jährlicher Diskontsatz für die zeitliche Differenz des Cashflows –3.089 –630 –71 –109 –1.100 175 –216 –5.040 Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows 3.276 584 309 384 2.357 169 294 7.373 At-equity bewertete Beteiligungen — — 187 — 336 — — 523 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 Ertragsteuern –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 f) Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows (XLSX:) Download Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows In EUR Mio 2021 2020 2019 Tochterunternehmen 1. Jänner 3.987 8.230 9.304 Verkauf von gefördertem Öl und Gas abzüglich Produktionsausgaben –2.262 –3.397 –3.942 Nettoveränderung der Preise und Produktionskosten 8.231 –7.040 –1.810 Nettoveränderung aus dem Kauf und Verkauf von Mineralvorkommen –67 — 531 Nettoveränderung aufgrund von Erweiterungen und neuen Funden 5 22 72 Entwicklungs- und Rekultivierungsausgaben der laufenden Periode 657 1.031 674 Veränderung der geschätzten zukünftigen Entwicklungs- und Rekultivierungskosten in der Periode –269 259 –398 Revision früherer Schätzungen 1.854 757 1.216 Zuwachs aus der Diskontierung 341 732 828 Nettoveränderung der Ertragsteuern (inkl. Steuereffekte aus Zukäufen und Verkäufen) –4.935 3.625 1.646 Sonstiges1 –168 –232 108 31. Dezember 7.373 3.987 8.230 At-equity bewertete Beteiligungen 523 333 238 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
